Geração de Energia Elétrica

:: SEI / CADE - 0178236 - Nota Técnica :: NOTA TÉCNICA Nº 7/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE PROCEDIMENTO PREPARATÓRIO nº 08700.005887/2014-50 Representantes: Federação Nacional dos Engenheiros – FNE e Associação Brasileira de Defesa do Consumidor - PROTESTE Advogados: Murilo Celso de Campos Pinheiro, Flávia Lefévre Guimarães e outros. Representados: CEMIG Geração e Transmissão S.A., COPEL Geração S.A. e Companhia Energética de São Paulo - CESP Advogados: Luís Alberto Rodrigues, Eduardo Ramires, Adriana de Paula Baratto e outros EMENTA: Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo. Representação por suposta infração à ordem econômica apresentada Federação Nacional dos Engenheiros – FNE e Associação Brasileira de Defesa do Consumidor –PROTESTE. Mercado de geração de energia elétrica. Ausência de indícios suficientes de infração. Arquivamento. 1.

RELATÓRIO Trata-se de Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo autuado a partir de representação formulada pela Federação Nacional dos Engenheiros – FNE e Associação Brasileira de Defesa do Consumidor –PROTESTE, recebida em 24/07/2014 nesta Autarquia, em desfavor das empresas CEMIG Geração e Transmissão S.A, COPEL Geração S.A e Companhia Energética de São Paulo – CESP para apurar supostas infrações à ordem econômica no mercado de geração de energia, supostamente passíveis de enquadramento na Lei n.º 12.529/2011, consistentes em falsear a concorrência principalmente por meio do recebimento de lucros abusivos na venda de energia elétrica no mercado de curto prazo, recusa de participação em leilões regulados de energia elétrica e recusa de venda de energia elétrica no mercado livre. 1.1. Do Setor Elétrico Antes de detalhar a denúncia trazida pelas Representantes, a manifestação das Representadas e outros documentos trazidos aos autos, é essencial compreender, ainda que brevemente, o funcionamento do setor de energia elétrica no Brasil. O setor de energia elétrica brasileiro é composto basicamente de três segmentos: a geração, a transmissão e a distribuição. A geração de energia elétrica compreende a produção desse bem por usinas de diversos tipos, como hidrelétricas (que utilizam a vazão de rios), termelétricas (que utilizam combustíveis, fósseis ou não) e eólicas (que utilizam a força dos ventos).

O segmento de transmissão é composto pelas linhas de transmissão de alta tensão que levam a energia produzida nas usinas até os centros de consumo. Já o segmento de distribuição é responsável por levar a energia elétrica, em baixa tensão, até o consumidor final, como residências, indústrias e comércio. Os segmentos de transmissão e distribuição são considerados monopólios naturais, ou seja, as economias de escala são tão elevadas que não é economicamente eficiente ter mais de uma empresa atuando em determinada região. Dessa forma, as empresas que prestam os serviços de transmissão e distribuição de energia elétrica são empresas que possuem contratos de concessão com a União para provimento de serviço público com tempo determinado e são reguladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), inclusive no preço de seus serviços. As licitações para a transmissão geralmente são feitas por linha (ou conjunto de linhas) e existem diversas empresas hoje atuantes nesse segmento. Já o segmento de distribuição é composto por empresas que são responsáveis pela distribuição em determinada área geográfica, que pode coincidir com a área dos Estados brasileiros, embora vários Estados possuam mais de uma distribuidora atuando cujas áreas de atuação não se sobrepõem. O setor de geração de energia elétrica é o único em que há concorrência no mercado, embora seja também fortemente regulado.

Conforme o Decreto n° 5.177/2004, as geradoras de energia elétrica podem vender energia em dois mercados: Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”) e Ambiente de Contratação Livre (“ACL”). Ambos são gerenciados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”). É chamado ACR o ambiente em que as distribuidoras de energia elétrica adquirem energia para fornecer a seus consumidores. As distribuidoras declaram a previsão futura de suas demandas periodicamente e a CCEE organiza leilões em que participam as geradoras para fornecer sua energia elétrica. Os vencedores dos leilões são aqueles que oferecem a menor tarifa. As distribuidoras só podem adquirir energia elétrica por meio desses leilões. Já o ACL, ou mercado livre, é o ambiente em que as geradoras de energia elétrica comercializam livremente sua energia. Só estão autorizados a adquirir energia nesse mercado clientes com elevada demanda, como indústrias eletro intensivas. Tais clientes têm a liberdade de comprar energia da distribuidora em cuja área de concessão o cliente está localizado[1] ou comprar energia de qualquer agente que a oferte no mercado livre. O preço e a quantidade são negociados livremente entre as partes nesse ambiente e cabe a CCEE apenas manter o registro do montante de potência e energia contratados. Conforme o Decreto n° 5.163/2004, tanto as distribuidoras quanto os consumidores livres devem garantir 100% de suas demandas de energia elétrica por meio dos contratos registrados na CCEE.

Há, ainda, o mercado de curto prazo de energia elétrica, também administrado pela CCEE. Nesse mercado, são liquidadas as diferenças entre o que foi efetivamente consumido ou gerado e o que foi contratado. Assim, se uma geradora produz mais energia do que tem contratado, ela a vende no mercado de curto prazo (também conhecido como mercado spot). Se uma distribuidora consome mais energia do que contratou, ela deve comprar no mercado spot. O preço para essa transação é chamado de Preço de Liquidação de Diferenças (“PLD”) e é calculado semanalmente pela CCEE com base no custo variável de operação da geração térmica mais cara disponível para participar do despacho centralizado e em uma série de outras variáveis, como condições hidrológicas, demanda de energia e preço de combustíveis. Ressalta-se que o mercado de curto prazo foi idealizado para comtemplar transações marginais, já que a maior parte da energia deveria estar contratada no mercado regulado ou no mercado livre. Ressalte-se que, embora a energia elétrica seja comercializada por meio de contratos nos ambientes livre ou regulado, a geração física de energia elétrica de cada usina é determinada pelo Operador Nacional do Sistema (“ONS”). O ONS determina os despachos de cada usina de modo a otimizar o sistema e produzir a energia elétrica requerida pelo sistema brasileiro a um menor custo possível. Assim, os geradores comercializam no ACL e no ACR apenas a quantidade de energia que são autorizados a produzir.

Importante destacar também, para o correto entendimento da denúncia apresentada, a Medida Provisória n° 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013. Tal norma regulamenta a prorrogação de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, tendo em vista que diversas empresas teriam o término de suas concessões a partir de 2013. Para ter sua concessão prorrogada, as geradoras de energia elétrica teriam que aceitar a remuneração por tarifa calculada pela ANEEL (e não mais como resultado de leilões ou negociações bilaterais no mercado livre) e a alocação de cotas de garantia física[2] de energia às distribuidoras. Tais condições significam que parte da geração dessas usinas deveria ser necessariamente destinada às distribuidoras de energia elétrica a uma tarifa estabelecida pela ANEEL. 1.2. Da Representação Segundo a representante, alguns agentes de geração do setor elétrico com contratos de concessão de serviço público de geração de energia elétrica outorgados pela ANEEL vêm limitando a livre concorrência não ofertando energia descontratada, desde o encerramento de contratos de concessão ocorridos a partir de 31 de dezembro de 2012, deixando de comparecer a leilões públicos destinados ao atendimento das distribuidoras de energia, bem como ao mercado livre, resultando em aumento arbitrário de lucros, por deficiência do modelo setorial e regulatório, com a complacência da Agência Reguladora.

Informa o representante que o Setor Elétrico passa por uma crise provocada por forte estiagem e despacho intenso de geração termoelétrica desde outubro de 2012, mas que estes não são os únicos motivos da conta bilionária que está se formando em empréstimos emergenciais em socorro às empresas distribuidoras e aportes do orçamento da União. A não participação das geradoras nos leilões oficiais para o mercado cativo (mercado de energia vendido ás distribuidoras) provocaria a contratação de energia insuficiente para o mercado regulado, ficando as distribuidoras parcialmente expostas a liquidação de energia no mercado de curto prazo e, desta forma, pesando significativamente nos custos de aquisição de energia, que serão repassados para as tarifas de seus consumidores cativos. Para exemplificar, o denunciante coloca que a CEMIG deveria vender a energia em 2014 a R$110,66/MWh, preço atualizado pelo IPCA. O preço teto do leilão ocorrido naquele ano era R$192,00/MWh, ou seja, 74% a mais do que vinha recebendo. Possuindo sobra de energia (energia que estava sem contrato), preferiu não participar dos leilões estabelecidos pela ANEEL e liquidar sua energia excedente no mercado de curto prazo. Dessa forma, recebeu até R$ 822,83 por MWh, valor que chegou o PLD, o preço utilizado para esse tipo de transação. A mesma situação ocorreu com as outras representadas.

Alegam os representantes que a conduta das empresas propicia auferirem lucros abusivos, mas de outro lado ocasionam expressivo prejuízo para empresas distribuidoras, inclusive as empresas do mesmo grupo econômico da geradora, por ficarem sem contratar toda a energia que precisam para o atendimento de seus clientes. Afirmam ainda que a receita auferida pelas geradoras será repartida entre seus acionistas e o prejuízo será repassado às distribuidoras e consumidores, ainda que alguns empréstimos governamentais e privados protelem o pagamento destas dívidas. Considerando a regulação do setor explicada na seção anterior desta nota, a representante argumenta que o mercado de energia elétrica pode ser considerado como um mercado imperfeito, sendo este todo aquele em que um dos players ou seu conjunto consegue de alguma forma manipular os preços a seu favor, maximizando seus lucros, em detrimento da concorrência. Assim, em época de estiagem em que os valores do PLD atingem R$ 822,83 por MWh a fórmula das Geradoras alcançarem altíssimos lucros é simples: não ofertar nem formalizar contrato de venda, de modo que toda energia que sobra é automaticamente classificada como uma diferença a seu favor e liquidada ao preço PLD. Entende o representante ser incorreto considerar sem ressalvas o fato de determinada empresa vender energia no mercado de curto prazo, pois as operações realizadas neste mercado não chegam a ser formalizadas, ficando sem qualquer compromisso de venda.

Alega que evidentemente se trata de conduta anticompetitiva e ilegal, pois aquilo que o modelo concebeu como uma eventual diferença acaba se transformando, por iniciativa do agente gerador, numa sobra deliberada de energia, gerando lucro artificial e muito elevado. Assim, a geradora deixar de ofertar no mercado livre e não participar em leilões oficiais para o mercado cativo das distribuidoras implica em que, também de forma artificial e irreal, as empresas que necessitam adquirir energia deixem de firmar contratos, ou se vejam obrigadas a adquirir energia no mercado de curto prazo, a preços artificialmente mais altos. Em seguida o representante apresenta posições favoráveis e desfavoráveis ao modelo de formação de preços e ao final afirma que não foi previsto que algumas geradoras, por esperteza e se aproveitando de falhas no modelo de mercado, tenham a capacidade de provocar a falta de energia forçada de distribuidoras e consumidores livres com a conduta de não vender seu produto e assim aumentar injustificadamente seus lucros.

Por fim, destaca que no mercado livre não prevalecem as regras de livre mercado, de forma que, mesmo quando a oferta e a demanda se mostram equilibradas e o produto disponível no mercado é suficiente para atendimento integral da demanda, pode haver desbalanceamento artificial em favor dos produtores, que agindo em combinação entre si podem deixar de oferecer seu produto no mercado, lucrando com isso, pois irão receber muito mais no mercado de curto prazo. Ressalta ainda a omissão da ANEEL em relação a esse problema. Com o intuito de instruir o feito, este CADE requereu manifestação das empresas arroladas e da ANEEL. 1.3. Da Manifestação das Representadas 1.3.1. Da manifestação da Companhia Energética de São Paulo - CESP A Companhia Energética de São Paulo – CESP protocolizou sua manifestação em 02/09/2014, fls 115 a 248. Após resumir os termos da representação, informou tratar-se de uma sociedade de economia mista com ações negociadas em bolsa de valores, e que, desde a reforma do Setor Brasileiro de Energia Elétrica ocorrida na década de 90, atualmente, a CESP exerce somente a atividade de geração de energia elétrica, não integrando qualquer grupo controlador de empresas de distribuição. A CESP explica o funcionamento dos dois ambientes de comercialização de energia (ACR e ACL), as funções da CCEE e o mecanismo de liquidação de diferenças pelo PLD. A representada discorre ainda sobre o funcionamento dos leilões de energia elétrica para as distribuidoras.

Lembra que as Leis e regras permitem que empresas de geração de energia elétrica comercializem sua energia (Garantia Física) tanto no ACR, quanto no ACL, sob regras e procedimentos da CCEE, regulamentados pela ANEEL. Segundo a representada, a edição da MP 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/13, que provocou importante desequilíbrio no balanço energético de geradoras e distribuidoras a partir de 2013, agravado pela situação hidrológica crítica, resultou na alta do PLD. Afirma a CESP que os representantes confundem alguns conceitos do Setor Elétrico Brasileiro quando tratam da retirada de energia do mercado, implicando em escassez artificial que leva a aumento injustificado dos preços, bem como quando alegam que o aumento da energia decorre do comportamento especulativo das geradoras. Afirma a representada que a geração de energia é evento totalmente independente da contratação de energia elétrica. A geração de energia do Sistema Interligado Nacional (“SIN”)[3] e a produção de cada usina é determinada pelo Operador Nacional do Sistema (“ONS”), órgão responsável pela otimização da geração de energia elétrica no país. Por outro lado, cada agente de geração pode comercializar a Garantia Física atribuída às suas usinas, independentemente do que foi efetivamente gerado em cada usina por determinação do ONS.

Assim, o fato de um agente gerador não possuir parte de sua energia contratada não significa a retenção da oferta do produto, pois a geração continua a ocorrer de acordo com os despachos do ONS. A CESP ainda explica que o PLD é exclusivamente atrelado à operação do SIN e não ao mercado (contratos). Assim, sendo a matriz energética brasileira composta predominantemente por usinas hidroelétricas (70%), naturalmente o PLD torna-se bastante suscetível às condições hidrológicas, e a elevação do PLD ao preço-teto fixado pela ANEEL, ou próximo desse patamar, reflete a situação de estiagem que vem se prolongando, afetando severamente boa parte dos reservatórios e represas existentes. Afirma a empresa que também pesaram para a elevação do PLD nos últimos meses, as atualizações implantadas na sua metodologia de cálculo em 2013. Informa, também, tratar-se de um erro a afirmação de que houve um aumento dos custos de geração de fonte hidráulica, pois devido à falta de chuvas o SIN passou a depender mais da geração termelétrica, mais cara, para atender a demanda por energia. Dentro da otimização de geração promovida pelo ONS, são despachadas para geração, em ordem crescente de preços, as usinas cujo valor da energia seja mais barato, leia-se as hidroelétricas, até as mais caras, como as termelétricas. Não há, portanto, encarecimento da geração hidráulica e sim um aumento da geração termelétrica devido à escassez de chuvas nos reservatórios do SIN.

Em seguida a CESP discorre sobre o GSF (Generation Scaling Factor) – conhecido como rebaixamento da garantia física, que ocorre quando a geração verificada é inferior à garantia física do SIN, implicando na redução de energia contabilizada para cada gerador, podendo resultar em exposições ao mercado de energia de curto prazo, ao preço PLD. Afirma que o fato de a CESP manter em 2014 sobras de energia em seu balanço pode ser explicado em parte pelo fato de que em 2014 os geradores tiveram uma redução média de 6% de suas garantias físicas, chegando a 14% em julho e esse rebaixamento resulta na exposição das geradoras ao PLD (ou seja, teriam que comprar energia no mercado de curto prazo para honrar seus contratos), impactando fortemente as empresas. Em 2013, as perdas financeiras da CESP foram de aproximadamente R$ 300 milhões por causa dessa exposição. Por essa razão, o gerador elétrico necessita preservar-se dessa exposição energética trazida pelo GSF, deixando parte de sua energia descontratada, no período que vislumbre a ocorrência do mesmo. A CESP afirma que sempre teve quase a totalidade de sua energia contratada, não mudando a gestão de seu balanço após a MP 579/2012[4] ou com a alta do PLD.

No tocante à Lei 12.783/13, que regulamentou a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, a CESP afirma que até a edição da medida provisória nº 579/12 o mercado não sabia quais seriam as condições para a renovação das concessões de geração vincendas. Também não era sabido como ocorreria a recontratação dos montantes vendidos às distribuidoras no leilão ocorrido em dezembro de 2004, onde a CESP havia comercializado mais de 50% de sua energia e cujo término se daria a partir de dezembro de 2012. Diante dessas indefinições e ao término das concessões das Usinas de Ilha Solteira e Jupiá em julho de 2015, que representavam 2/3 de sua garantia física, as possibilidades de ação por parte da empresa ficaram bastante limitadas quanto à comercialização da energia que seria descontratada. Assim, com a edição da MP 579/12, a CESP teve três de suas usinas impactadas: Três Irmãos, Ilha Solteira e Jupiá. O aceite das condições determinadas pela MP 579/12 implicava na antecipação do vencimento de concessões vencíveis em julho de 2015 e com consequente alocação do total da Garantia Física para o regime de cotas, porém a CESP já havia comprometido parte dessa energia com contratos vigentes com seus clientes dos mercados regulado e livre, sendo necessária a aquisição de energia pela companhia para a recomposição de seu lastro, uma vez que a hipótese de prorrogação da concessão implicaria em déficit no balanço energético da CESP.

Essa energia seria adquirida ao preço de mercado ou ao PLD do mercado de curto prazo. Além disso, o valor dos ativos não amortizados ou depreciados apresentou significativa diferença entre os apresentados pelo MME e aqueles regularmente lançados no balanço da companhia. Assim, aceitar a renovação significaria reconhecer contabilmente essa perda. Após discussão com setores interessados decidiu-se pela não aceitação das novas condições para prorrogação de suas concessões que estavam a vencer. Com essa decisão, a CESP continuou a operar normalmente as Usinas de Ilha Solteira e Jupiá até julho de 2015. O término da exploração econômica da UHE Três Irmãos se deu em abril de 2013 e a CESP aceitou operar a usina para o Poder Concedente sob o regime de cotas de Garantia Física até a assunção do novo controlador, representando a perda de 6 % de toda a Garantia Física do parque gerador da CESP até então. Assim, com o advento da MP 579/2012, a não adesão da empresa à renovação das concessões, o término dos contratos e a não realização de um leilão regulado em 2012, o balanço energético da empresa passou a apresentar significativas sobras de energia em 2013, 2014 e meados de 2015. A CESP afirma, porém, que participou de um leilão em dezembro de 2013 e que realizou ofertas públicas de energia elétrica em 2013 e 2014. Dessa forma, a empresa não teria “retirado energia do mercado”, como alega as representantes. 1.3.2. Da Manifestação da CEMIG Geração e Transmissão S.A.

(“CEMIG”) A empresa CEMIG Geração e Transmissão S.A – CEMIG GT apresentou sua manifestação em 08/09/2014, fls 249 a 341. Após apresentar a síntese da questão, afirma tratar-se de representação inepta, visto que o objeto da representação foge das competências do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência, que a conduta da empresa está em consonância com a legislação vigente e regulação setorial e que a representação baseia-se em premissas equivocadas quanto à participação da empresa em leilões públicos diretamente ou por meio de empresas controladas e coligadas. Afirma que a representação reveste-se da irresignação dos representantes contra o sistema instituído pelo arcabouço regulatório do setor elétrico, tratando-se de uma tentativa de instrumentalização do CADE para finalidades estranhas à defesa da concorrência. Para tanto, apresenta o elenco de instituições atuantes no sistema regulatório de energia. Em seguida, a representada apresenta os cenários disciplinadores de venda de energia, discorrendo sobre o ACL e o ACR e suas regras e o mercado de curto prazo. Afirma que o PLD, preço utilizado nas operações de curto prazo, é resultado do processo de planejamento da operação eletro-energética do SIN e observa os parâmetros determinados pela ANEEL e pelo ONS, não sofrendo interferência de qualquer agente econômico de forma isolada.

Destaca que, nos termos da legislação vigente, o distribuidor e o consumidor livre devem, antecipadamente, comprar energia por meio de contratos para atender a totalidade de sua previsão de consumo (o distribuidor por meio de leilões e o consumidor livre por meio de contratos bilaterais, conforme já explicado). Os agentes do mercado que ofertam energia – geradores, comercializadores, autoprodutores – também precisam assegurar energia, a ser gerada por usinas próprias ou provenientes de contratos de compra (ainda que no mercado de curto prazo), para respaldar os contratos de venda de energia que firmarem. Assim, os distribuidores devem comprar para atender seu mercado, os consumidores devem comprar para suprir suas necessidades de consumo e o gerador, quando não possuir suficiente energia gerada por meios próprios, deverá comprar de terceiros para honrar seus contratos de venda. Desta forma, há no sistema a obrigatoriedade de comprar energia para que cada agente possa atender às exigências legais. No entanto, não existe a obrigatoriedade legal de vender a energia em qualquer ambiente de comercialização referido. Destaca que no setor elétrico há um controle de volume de produção de energia que atinge a todos os mercados, exercido pelo ONS, em busca do funcionamento ótimo do sistema.

Além disto, a metodologia de definição de preço no Ambiente de Contratação Regulado e no Mercado de Curto prazo também impacta e influencia o processo de tomada de decisões dos agentes, incluídos os geradores de energia. No mérito, a CEMIG GT afirma que, de fato há uma crise no setor elétrico que impacta direta e circunstancialmente a formação e o nível de preços do setor, decorrentes de dois fatores: (i) problemas na consecução pelo Poder Público das metas de expansão da geração e transmissão, resultando em uma séria defasagem estrutural de energia; e (ii) um volume de chuvas abaixo da média durante um período prolongado. Cita ainda, como razão para o atual cenário, o cancelamento, pelo Poder Concedente, do leilão para compra de energia existente no final de 2012, o estabelecimento de preço máximo de compra de energia nos leilões abaixo da expectativa de mercado e as incertezas regulatórias causadas no setor quanto ao volume de energia disponível para o mercado, em função do regime de renovação de concessões instituído pela MP 579/2012, inviabilizando que a CEMIG GT inserisse nas suas previsões de comercialização a energia assegurada das usinas cujos prazos de concessão estão para vencer.

Em seguida, a CEMIG trata de sua efetiva participação no ACR e no ACL, destacando sua participação ativa, diretamente ou por meio de empresas controladas e coligadas, nos leilões públicos, contribuindo para a diversificação da matriz energética nacional e, ainda, descreve sobre a formação do PLD, reafirmando ser equivocada a afirmação das representantes de que haveria manipulação do seu valor pelas empresas geradoras. A CEMIG ainda discorre sobre os leilões programados pela ANEEL para os anos de 2012, 2013 e 2014 e os problemas que ocorreram em cada um deles. Para explicar a racionalidade econômica que norteia a conduta do gerador, a representada explica que, considerando-se a estiagem e as decisões do ONS de despacho ótimo de energia associado à preservação dos reservatórios, os geradores vêm sendo atingidos pela redução de sua produção. Nestes casos, o gerador hidráulico desprecavido teria que obter energia no mercado de curto prazo, a custos bem mais elevados e sujeitos a flutuação – trata-se do risco hidrológico. Para mitigar esse risco, o natural é não vender toda a sua energia, para constituir uma reserva estratégica. Como não há como acumular energia gerada em grandes quantidades, a consequência lógica é a liquidação da reserva no mercado de curto prazo, caso não seja utilizada para garantir contratos de venda originais. A racionalidade econômica do gerador tem, portanto, fundamentos claros e legítimos:

um equilíbrio entre a energia contratada a longo prazo e aquela a ser reservada a fim de prevenir exposições ao Mercado de Curto Prazo. Trata-se, em outra perspectiva, da espera por preços melhores no mercado de contratação regulada e livre que o incentivem a correr o risco de se comprometer em um contrato de longo ou médio prazo. Desta forma, obrigar os geradores a contratar a venda de energia simplesmente não é possível. Em primeiro lugar, não existe a obrigação de venda na Lei e a medida teria efeitos deletérios em todo o sistema, podendo colocar em risco a sustentabilidade do negócio de geração de energia e colocar em colapso o sistema elétrico. Entende que a ausência de obrigação de venda não é falha regulatória per se, sendo decorrente da diferente composição dos riscos a que estão sujeitos os distintos agentes econômicos do setor elétrico, distribuição de riscos plasmada de forma proposital no modelo regulatório, com acertos ou não. A liberdade assegurada em lei ao gerador permite o controle do volume de seus compromissos contratuais diante do risco de redução de capacidade produtiva pelo ONS e, ainda a preservação do parque produtivo de energia na medida em que assegura o equilíbrio entre a promessa de venda e sua produção. Assim, alega que a relativa liberdade de contratar do gerador tem um valor regulatório, pois confere equilíbrio ao sistema.

Com tais argumentos, entende a representada que não há fundamento nas afirmações dos representantes de que a recusa de celebração de contratos no longo prazo por parte das geradoras seria conduta anticompetitiva. No ACL, a representada alega que a escassez de energia não oferece incentivos para que grandes consumidores, que podem comprar energia no mercado livre, migrem para esse ambiente. Alega que o consumidor pode migrar para o mercado livre, da mesma forma que o gerador pode não vender seu produto se as condições ofertadas não forem adequadas. Entende que as representantes estão, na verdade, insurgindo-se contra a essência do modelo regulatório do setor de energia e que o gerador não pode ser responsabilizado por decisões tomadas pelos formadores de políticas públicas e plasmadas no sistema regulatório de energia. Em seguida a empresa rebate a afirmação de que as geradoras estariam atuando em conluio, para realizar o repasse de custos às distribuidoras e, por conseguinte aos consumidores. Além da falta de evidências afirma que os negócios de geração e distribuição não podem ser exercidos por uma mesma empresa e sim devem ser separadas em empresas distintas, conforme mandamento legal. Embora essas atividades sejam partes inseparáveis da cadeia de valor da indústria de energia e, ainda que determinado grupo possua investimentos em empresas que exercem as duas atividades, os negócios são distintos.

Ademais, não é permitido que uma empresa de geração venda energia para outra de distribuição do mesmo grupo, pois estas só podem comprar energia por meio dos leilões do ACR. Lembra, ainda, que segundo o boletim InfoMercado da CCEE, edição de agosto de 2014, há atualmente 151 empresas de comercialização, 567 produtores independentes, 40 geradores de serviço público e 45 autoprodutores atuando no mercado, em um total de 800 empresas capazes de atender às necessidades dos consumidores livres e distribuidores, concluindo ser absurdo querer atribuir a crise no setor apenas às três geradoras representadas. No tocante à acusação de que a não disponibilização da energia descontratada por parte das geradoras tratar-se de infração da ordem econômica consistente em aumento arbitrário de lucros, a representada alega que tal conduta só faz sentido se o fornecedor gozar de posição dominante no mercado relevante ou por meio de atitudes colusivas juntamente com outros agentes de mercado. Afirma que não detém posição dominante no mercado, devido a pulverização e quantidade de players e que sua capacidade de geração representa 5,2037% da capacidade do País, conforme site da ANEEL. Lembra, ainda que uma geradora do Paraná pode fornecer energia elétrica para uma distribuidora da área de Pernambuco, tendo em vista que todos são conectados ao SIN.

Desta forma, não há que se falar em aumento arbitrário de lucro, pois o agente que assim se comportar poderia diminuir suas próprias vendas possibilitando que outros pratiquem preços inferiores, tornando-se não competitivo. 1.3.3. Da Manifestação da Companhia Paranaense de Energia (“COPEL”) A manifestação da Companhia Paranaense de Energia – COPEL ingressou aos autos em 12/09/2014, fls 345 a 312. Primeiramente, a COPEL elabora um resumo do teor da representação. Em seguida, apresenta sua estranheza pelo fato de o CADE ter aceito a presente representação, entendendo tratar-se de questão regulatória, bem como da ilegitimidade da COPEL em responder a presente representação, visto que não é responsável pela criação do modelo de comercialização do setor elétrico. Com relação ao regime de comercialização de energia elétrica, a representada explica que a Lei 10.848/2004 criou os dois ambientes de contratação de energia, o ACL e o ACR. Sinteticamente, esta Lei vedou a livre comercialização de energia entre agentes vendedores e concessionárias de distribuição, passando a ser realizados por meio de leilões, nos quais o vencedor é o vendedor que ofertar o menor preço, dentro do ACR. Vedou também o self dealing, ou seja, a negociação de energia entre concessionárias de geração e distribuição pertencentes ao mesmo grupo econômico. No que se refere às sobras (energia descontratada), a Lei 10.848/2004 manteve o que estava previsto no art. 29 da Lei 10.438/2001, com a seguinte redação:

“a parcela de energia elétrica que não for comercializada nas formas previstas no art. 27 desta Lei poderá ser liquidada no mercado de curto prazo do CCEE”. Isto é, as sobras de energia dos agentes da CCEE (ACR ou ACL) continuam a ser liquidados no mercado de curto prazo. Assim, a COPEL afirma que a energia elétrica da representada continuou a ser comercializada, por sua conta e risco, sem qualquer obrigação comercial de destinação da energia, ressalvados os procedimentos, podendo inclusive ser integralmente liquidada no mercado de curto prazo da CCEE. Finalmente, analisa se as mudanças introduzidas pela Lei 12.783/2013 impuseram obrigações comerciais para a representada, visto que nenhuma das leis anteriores impôs qualquer obrigação comercial. A COPEL conclui que, de acordo com a referida lei, as concessões só seriam prorrogadas caso as empresas aceitassem as condições ali impostas, quais sejam, de ter sua energia elétrica destinada ao regime de cotas para distribuidoras e a um preço estabelecido pela ANEEL. Assim, para a concessionária que não aceitou as condições apresentadas na Lei, como é o caso da COPEL, permanece válido o contrato de concessão firmado até o termo final, quando está previsto a licitação.

Para tal situação, não há qualquer imposição tarifária para o segmento de geração ou até mesmo estabelecimento de regime de cotas, permanecendo a livre comercialização da energia elétrica e alocação dos riscos hidrológicos, que foi estabelecido pelos seguintes dispositivos legais: Lei 9074/1995, Lei 9648/1998, Lei 10.438/2001 e Lei 10.848/2004. Em seguida a representada discorre sobre o papel da CCEE, responsável pela contabilização e pela liquidação financeira no mercado de curto prazo de energia, incumbida, pelo poder concedente, de realizar o cálculo e a divulgação do PLD e celebrar os denominados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR. Destaca a representada que as representantes se insurgem, na realidade, com relação ao mecanismo de contabilização envolvendo o cálculo da diferença entre a energia medida e a contratada por agente, que é valorada pelo PLD, para efeito de liquidação financeira na CCEE, que, por sua vez, não é de responsabilidade e gestão da representada.

Em seguida, a representada discorre sobre a formação de preços e sobre as obrigações de contratação, concluindo que liquidar sobras energéticas no mercado de curto prazo ao PLD faz parte das regras de mercado e não há nenhuma infração nessa conduta, fazendo parte de uma estratégia comercial para evitar possível penalidade por insuficiência de lastro e que as sobras de energia que eventualmente ocorrem são liquidadas no mercado de curto prazo, dentro das regras e procedimentos de comercialização, que foram aprovadas pela ANEEL. Ressalta que é do ONS a responsabilidade de definir a energia gerada por usina hidroelétrica ou termoelétrica, não tendo o proprietário da usina gestão alguma sobre a quantidade de sua produção, mesmo que tenha comercializado a totalidade de sua garantia física. O chamado Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”) possui a finalidade de cobrir uma parte desse risco, ou seja, as geradoras não possuem liberdade sobre o despacho de suas usinas. Essa situação ocorre no SIN quando não há um equilíbrio (conjuntural ou estrutural) entre a oferta e a demanda, tendo o ONS que utilizar ao máximo os recursos térmicos para atendimento da demanda, guardando ao máximo a água nos reservatórios para a utilização futura. Ao contrário do que alegam as representantes, não há um equilíbrio estrutural e conjuntural entre a oferta e a demanda, de modo que o ONS tem maximizado a geração termoelétrica e reduzido o despacho das usinas hidroelétricas.

Soma-se a isto, o atraso nas obras de geração e transmissão, que vem provocando despacho exacerbado e imprudente das usinas hidroelétricas, baixando o nível de seus reservatórios além do aceitável, de forma a mascarar tais desequilíbrios. Assim, em 2014, com base em estudos e planejamento realizados com antecedência, a representada reduziu o nível de contratação, devido ao elevado despacho termoelétrico e o comportamento do mercado. Os agentes geradores que não tiveram cautela e comercializaram toda a sua garantia física estão passando por elevados níveis de exposição ao mercado de curto prazo. Portanto, segundo a representada, sua conduta seria necessária e legítima, uma vez que ao não dispor de energia para contratos bilaterais, reduz o seu risco de exposição no mercado de curto prazo, sendo que tal conduta pode levar a exposições positivas, quando o somatório da energia alocada excede o somatório dos contratos já firmados, porém dentro do que é previsto nas Regras e Procedimentos de Comercialização da CCEE. Para o ano de 2014, a representada reservou 8% da sua garantia física para mitigar riscos de exposição negativa ao mercado de curto prazo. Trata-se de energia de segurança para uma eventual falta de geração hidráulica no MRE (redução a energia alocada, como vem ocorrendo atualmente).

Com isto, se as usinas participantes do MRE não gerarem o somatório de suas garantias físicas, a representada tem sobra energética para honrar seus contratos de venda, sem qualquer exposição ao mercado de curto prazo. Sem essa reserva técnica, a representada corre sérios riscos de ficar exposta ao mercado de curto prazo, tendo de comprar energia ao PLD, que conforme apresentado na Representação, nos últimos anos, em razão dos atrasos de obras de novos empreendimentos de geração e transmissão e da hidrologia desfavorável, tem batido recordes de preço. Esclarece a COPEL que é prática das geradoras participantes do MRE manter uma reserva técnica para fazer frente aos riscos da hidrologia, celebrando contratos de venda em montantes inferiores à sua garantia física, deixando uma margem de segurança pois, num eventual desempenho insatisfatório das usinas participantes do MRE, a empresa possui reserva técnica suficiente para honrar seus contratos de venda, sem ficar exposta ao mercado de curto prazo. Após elaborar o histórico dos últimos leilões de energia, a representada trata da exposição involuntária das distribuidoras, alegando que mesmo antes da edição da MP 579/2012 algumas distribuidoras já estavam com problemas de subcontratação decorrentes de atrasos na entrada em operação comercial de empreendimentos de geração, contratados nos Leilões de Energia Nova. Cita alguns exemplos de usinas que estão com obras atrasadas para ilustrar o problema.

Assim, alega ser descabida a alegação dos representantes, acreditando que estes desconhecem os fundamentos do marco regulatório do setor elétrico, pois um dos fundamentos é garantir que os empreendimentos novos irão suprir o crescimento do mercado das concessionárias de distribuição e os empreendimentos existentes irão suprir o mercado existente das concessionárias de distribuição. Quanto às razões que levaram a representada a não participar da prorrogação de suas concessões, nas condições impostas pela MP 579/2012, a empresa detalhou quais de quais usinas não tiveram sua concessão prorrogada e explicou que a decisão da empresa deveu-se a: (i) precariedade das informações disponíveis sobre as condições de prorrogação e de remuneração dos ativos sob concessão, à época da edição da MP 579/2012; (ii) risco de exposição ao mercado de curto prazo para os anos 2013 a 2015, no caso da antecipação da prorrogação das concessões e sujeição ao regime de cotas; e (iii) a decisão se conforma com a diretriz de preservação do patrimônio e do valor da empresa, que também rege a estratégia de ampliação de ativos. Conclui afirmando que sua decisão de não prorrogar os contratos dessas usinas se mostrou acertada. Diante dos esclarecimentos acima a representada alega que jamais se recusou a vender energia e que inexiste lucros arbitrários, apresentou documentação comprovando que, no ano de 2011, realizou 18 (dezoito) leilões públicos de venda de energia.

No ano de 2012, foram também 18 (dezoito) leilões. No ano de 2013, foram realizados 43 (quarenta e três) leilões de energia, sendo que em 2012 a energia liquidada no PLD representou 1%, em 2013 representou 9%, em decorrência do aumento do risco de geração das usinas do MRE, em 2014, 8% em razão da hidrologia adversa e a projeção para 2015 é de 14%. Essa sobra, conforme já esclarecido, é deixada porque se as usinas do MRE não gerarem a totalidade da garantia física, a representada tem reserva técnica para honrar seus contratos de venda, evitando exposição negativa ao mercado de curto prazo. 1.4. Outras manifestações Às fls. 419 e seguintes foi juntada nova petição das representantes, na qual resumem as acusações apresentadas na peça inicial, reafirmando que as condutas adotadas pelas empresas geradoras de energia, especialmente na negativa em participação em leilões públicos e contratações de longo prazo, constituem, de fato, uma recusa de contratar ilegal, baseada no abuso de poder econômico destas, almejando auferir lucros arbitrários, completamente descolados de suas estruturas de custos. Para reforçar sua alegação, os representantes juntam a Nota técnica n 86/2014-SEM/ANEEL, integrante da Consulta Pública nº 009/2014, bem como o Acórdão nº 2565/2014 do Tribunal de Contas da União. A Consulta Pública da ANEEL citada tinha como objeto receber contribuições dos agentes do mercado para a elaboração de regulamentação para estabelecer os limites mínimos e máximos do PLD.

A nota técnica citada fornece subsídios para a abertura de tal Consulta Pública, em que a área técnica da ANEEL, primeiramente, descreve a legislação pertinente, os tipos de funcionamento de mercados de energia elétrica existentes, as possíveis falhas de mercado existentes no mercado de energia elétrica e o panorama geral do mercado brasileiro. Após essas explicações, a nota técnica sugere nova metodologia para o cálculo dos valores mínimo e máximo do PLD. Importante ressaltar que a Nota Técnica em questão, ao discorrer sobre o sistema elétrico brasileiro, reconhece que, em alguns mercados de energia elétrica, é possível que agentes detenham poder de mercado suficiente para influenciar os preços cobrados. No entanto, afirma que, no caso brasileiro, o despacho centralizado das usinas é baseado apenas nas condições físicas do sistema, sem levar em consideração a oferta e a demanda por energia elétrica. Assim, afirma que “os agentes de geração possuem pouco ou nenhum controle sobre o seu despacho, o que dificulta ou mesmo impede a possibilidade do exercício de poder de mercado” (fl 438)[5].

Já o Acórdão nº 2565/2014 do TCU tratou dos impactos das disposições da MP 579/2012, em que foram analisadas diversas questões, tais como o peso do ICMS na tarifa de energia elétrica, o custo para o sistema com a antecipação das concessões, os impactos nas tarifas residenciais e industriais das medidas dispostas na referida medida provisória e a falta de contratos de energia elétrica para as distribuidoras e sua consequente exposição ao mercado de curto prazo. Ao analisar o problema da exposição das distribuidoras, o TCU reconheceu que alguns agentes adotaram, em determinado momento ao declararem a sazonalidade de suas usinas, estratégias oportunistas para aproveitar preços mais altos do PLD e, assim, obtiveram maiores ganhos financeiros. Porém, notou que fatores determinantes para a exposição das distribuidoras foram (i) a falta de antecipação do governo de que nem todas as geradoras estariam dispostas a aderir à antecipação das concessões, o (ii) cancelamento do leilão de energia existente previsto para o final de 2012 e (iii) a não participação de geradoras no leilão de 2013 por causa do baixo preço máximo do leilão em comparação ao PLD praticado na época. Em 03.11.2014, foi protocolado o Ofício n° 00815/2014/GAB-PG/PF/ANEEL/AGU (fls. 489-496) que respondeu o Ofício n° 3222/2014/CADE/SG/Gab. O ofício do Cade foi enviado à ANEEL para obter a opinião daquela agência acerca da denúncia apresentada pelas representantes.

A resposta da ANEEL informa que foi consultada a Superintendencia de Estudo de Mercado (“SEM”), que, por sua vez, explicou brevemente algumas premissas do modelo de funcionamento do setor elétrico brasileiro, que já vigora há muitos anos e certamente é de conhecimento das representantes. Explicou que os geradores de energia elétrica são livres para comercializar suas garantias físicas segundo suas próprias conveniências, seja no ambiente regulado seja no livre. A SEM afirma ainda que, conforme a Lei n° 10.848/2004 e o Decreto n° 5.163/2004, tanto as distribuidoras quanto os consumidores livres devem ter 100% de suas demandas por energia elétrica contratados. Tais dispositivos legais, no entanto, não estabelecem qualquer obrigação a geradores quanto à venda da energia elétrica produzida por eles. Aduziu ainda que a MP 579/2012 estabeleceu a possibilidade de prorrogação das concessões condicionada à opção, por parte do concessionário, de adesão aos termos dispostos naquela norma. Em relação especificamente à denúncia das representadas, a SEM afirma que é falsa a acusação de que as representadas estariam limitando a livre concorrência ao não ofertar energia nos leilões e lista uma série de motivos: (i) a energia estaria disponível para o mercado livre; (ii) a negociação da energia elétrica, como qualquer outro produto, depende da atratividade do preço, que, no setor elétrico, está associado ao preço de curto prazo;

(iii) parte da energia descontratada já havia sido negociada em um leilão em 2013. A SEM argumenta ainda que a recusa de ofertar energia no mercado livre por parte das representadas não só não foi comprovada como não teria qualquer racionalidade econômica. Além disso, segundo o ofício da ANEEL, “a SEM não compartilha do entendimento da FNE/PROTESE no sentido de que estaria havendo o comprometimento da oferta de energia para contratação no ACL em decorrência da atuação de três agentes específicos”. A SEM também discorda da representação no que concerne à suposta manipulação de preços, explicando que o valor do PLD não sofre influência da atuação de agentes do mercado, mas é calculado por meio de diversas variáveis, como dados dos reservatórios das usinas, disponibilidade de geração de diversos tipos de fontes e previsão de carga. Por fim, em relação à suposta omissão por parte da ANEEL, a SEM afirma que está atuando de acordo com as diretrizes estabelecidas na legislação. Além disso, o atual desbalanço financeiro das distribuidoras se deve em grande parte ao atraso no cronograma de implantação de alguns novos empreendimentos de geração e à não implantação de diversos outros. Afirma ainda que as geradoras não estariam cometendo ilícitos com o aval da ANEEL, como argumentas as representantes. Em 14.01.2015, foi juntada petição da Italmagnésio Nordeste S.A. (“Italmagnésio”), requerendo seu ingresso como terceiro interessado nos autos do presente Procedimento.

A empresa explica que produz ferroligas, produto que tem como principal insumo a energia elétrica e que, ao longo da última década, tem adquirido energia no ACL. Afirma ainda que eventuais práticas anticompetitivas possuiriam o condão de afetar diretamente e negativamente a empresa. Em 02/02/2015, foi expedido o Despacho Ordinatório em resposta à petição da Italmagnésio em que se concluiu que, tendo em vista que o feito ainda se encontra em fase de Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo, onde inclusive discute-se questões de competência do CADE, a manifestação da SG/CADE sobre ingresso de terceiros interessados deve ocorrer em momento ulterior. É o relatório. 2. ANÁLISE 2.1. Da Competência do Cade para investigar condutas em mercados regulados Primeiramente, cabe destacar que a Lei 12.529/11 não restringe a atuação do Cade a qualquer setor econômico, estabelecendo, inclusive no art. 31 que a “lei aplica-se às pessoas físicas ou jurídicas de direito público ou privado... mesmo que exerçam atividade sob regime de monopólio legal”. Dessa forma, o entendimento já pacificado por esta Autarquia é o de que a defesa da concorrência e a regulação setorial tem funções majoritariamente complementares e não excludentes, com raras exceções[6].

Por esse motivo, já foram investigados e/ou julgados pelo Cade vários procedimentos em diversos mercados em que há regulação setorial, como o setor portuário (por exemplo, PAs 08012.003824/2002-84, 08012.005422/2003-03 e 08012.009690/2006-39), setor de telecomunicações (PA 08012.003918/2005-04), e o próprio setor de energia elétrica (PA 08012.004335/2009-16 e 08012.000894/2001-08), entre outros. Assim, o Cade tem plena competência de investigar e punir condutas anticompetitivas em setores regulados. No entanto, nem todas as denúncias e problemas trazidos ao Cade tratam de matéria relacionada à defesa da concorrência e a fase de procedimento preparatório, em que se encontra o presente caso, serve justamente para averiguar se as questões trazidas ao conhecimento da Autarquia são de natureza concorrencial. No caso em análise, adianta-se que as denúncias trazidas pelas representantes se tratam basicamente de problemas advindos de questões conjunturais e regulatórias. No entender desta SG, não há, portanto, indícios de infração à ordem econômica, como se verá nos parágrafos a seguir. A suposta conduta denunciada pelas representantes seria o “aumento arbitrário de lucros” por parte das representadas por meio da manipulação do mercado de energia elétrica. Importante notar que a Lei 12.529/2011, no art. 36, estabelece como um dos efeitos de atos que constituem infração à ordem econômica “aumentar arbitrariamente os lucros”.

Entende-se, assim, que o simples aumento de lucros por parte de uma empresa não é uma conduta per se, mas sim um potencial efeito de uma conduta anticompetitiva. Assim, a suposta conduta de aumento arbitrário de lucros seria análoga a de preços abusivos, em que, conforme Nota Técnica n° 06/2015 emitida no Procedimento Preparatório n° 08700.007937/2014-34, o Cade tem se posicionado no sentido de rejeitar as acusações dessas práticas, quer por reconhecer a ausência de posição dominante das representadas, quer por motivos de princípio, sob o entendimento de que o controle antitruste não deve se confundir com o controle de preços. Nesse sentido, não poderia haver um caso antitruste de mero aumento de preço, mas apenas um caso em que tal aumento fosse possível por causa de condutas anticompetitivas. Dessa forma, a simples conduta de aumento arbitrário de lucros não constitui uma infração à ordem econômica, até porque, no presente caso, as representadas sequer possuem poder de mercado para influenciar o mercado de curto prazo de energia elétrica, como se verá adiante. Poderia se supor, contudo, que as supostas condutas imputadas às representadas, segundo a representação, seria a de “manipulação” do mercado e recusa de oferecer energia elétrica em leilões regulados ou a consumidores livres. Tal prática estaria permitindo que as representadas auferissem lucros excessivos.

Deve ser averiguado, no entanto, se a suposta prática de recusa de contratar das representadas, se de fato ocorreu, poderia configurar infração à ordem econômica, prejudicando, mesmo que potencialmente, o mercado de energia elétrica. Condição necessária para que as empresas de fato possam adotar condutas anticompetitivas que manipulem ou falseiem a concorrência no mercado de energia elétrica é a posse de poder mercado que lhes confira a capacidade de influenciar as condições de concorrência. Nesse sentido, o mercado de geração de energia elétrica brasileiro é marcado pela pulverização. Segundo sítio eletrônico da ANEEL[7], existem hoje 3.531 agentes investindo na geração de energia elétrica no Brasil. A maior empresa do setor, a CHESF, possui apenas cerca de 7% da potência instalada total brasileira. A definição precisa de mercado relevante para o mercado de geração de energia elétrica ainda não está pacificada pelo Cade. Em atos de concentração analisados por esta Autarquia, geralmente têm se adotado cenários, que variam do mais amplo, em que é considerado todo o SIN e todas as fontes de energia elétrica, até o mais restrito que segrega fontes de energia e subsistemas. No cenário de mercado relevante mais amplo, a CESP teria cerca de 5% de participação, a CEMIG 4% e a COPEL 3,3%, segundo dados obtidos no sítio eletrônico da ANEEL. Se for considerado apenas as geradoras hidrelétricas, as participações seriam de cerca de 8,3% para a CESP, 6,7% para a CEMIG e 5,5% para a COPEL.

Em um mercado ainda mais restrito, por tipo de usina e por subsistema, a CESP e a CEMIG atuam apenas no Sudeste/Centro-Oeste e teriam 15% e 12,2% respectivamente. Já a COPEL, que atua apenas no subsistema Sul, teria 32,2% de participação e, assim, seria a única com market share considerável. É questionável, porém, se esse seria o cenário mais adequado para analisar as supostas condutas, já que a representação trata do mercado de geração de energia elétrica como um todo, sem fazer qualquer distinção por subsistema. Assim, apenas se forem consideradas as participações somadas das representadas no cenário mais restrito elas atingiriam 20% de participação de mercado (no cenário segregado por subsistema, sequer haveria a possibilidade de conluio entre a COPEL e as demais representadas). Ressalte-se, porém, que não há qualquer prova nos autos de que a atuação das empresas tenha sido concertada. Pelo contrário, as explicações trazidas pelas representadas e pela ANEEL indicam que as empresas atuaram de forma racional e esperada dadas as condições regulatórias e conjunturais de mercado nos últimos anos. Dessa forma, o fato é que, isoladamente, cada uma das representadas não detém poder no mercado de geração de energia elétrica, seja considerando todas as fontes de energia, seja considerando apenas as usinas hidrelétricas. Além disso, não há qualquer indício de que as representadas tenham atuado em conluio[8].

Some-se a isso o fato de que, como já explicado, o valor do PLD não é afetado pelas ações dos agentes de geração de energia elétrica. O valor é, na verdade, calculado pela CCEE com bases em parâmetros específicos. Esse fato foi reconhecido pela própria ANEEL, que, em manifestação a respeito da representação afirmou que não é possível ao concessionário de geração manipular o valor do PLD visando maximizar seus lucros de forma especulativa” (fl. 491). Em relação a um possível exercício de poder de mercado, por qualquer agente específico, no setor elétrico brasileiro, afirmou a Agência, na Nota Técnica 86/2014/SEM/ANEEL, juntada pelas próprias representantes: Assim, no caso brasileiro, o preço do MCP [mercado de curto prazo] é baseado no CMO [custo marginal de operação], que leva em consideração somente as condições físicas do sistema e não reflete o resultado das leis de mercado (oferta x demanda) mas o resultado obtido por meio dos sistemas computacionais utilizados para operar o sistema. Consequentemente, os agentes de geração possuem pouco ou nenhum controle sobre o seu despacho, o que dificulta ou mesmo impede a possibilidade do exercício de poder de mercado. Portanto, os problemas no mercado de geração de energia elétrica trazidos ao conhecimento do Cade pelas representantes parecem estar relacionados a problemas conjunturais e à própria regulação do setor.

A elevação do valor do PLD está associado, conforme descrevem as representadas e confirma a ANEEL e o TCU, à escassez de chuvas nos últimos anos e ao atraso na implementação de novas usinas de energia hidrelétrica. Além disso, decisões regulatórias e políticas influenciaram as decisões de agentes do setor e parecem ter contribuído para a necessidade de distribuidoras comprarem energia no curto prazo a preços elevados. De qualquer forma, não ficou demonstrado que nenhum desses problemas seja consequência de condutas anticompetitivas por parte das representadas. Assim, não foram encontrados nos autos quaisquer indícios de infração à ordem econômica e as práticas das empresas, se merecerem reparação, devem ser feitas pelo órgão regulador competente. 3. CONCLUSÃO Diante do exposto, sugere-se o arquivamento do presente Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo pela insubsistência de indícios de infração à ordem enconômica, nos termos dos artigos 13, IV da Lei nº 12.529/11, c/c artigos 24, IV; 139, §3º, e seguintes, do Regimento Interno do CADE. Note-se que o presente arquivamento não prejudica eventual investigação futura, diante da existência de novos indícios de infração à ordem econômica a ensejar a continuidade da investigação. Arquivar neste momento é a medida de melhor racionalidade administrativa, com base nos princípios de eficiência, interesse público e proporcionalidade enunciados no art.

2º da Lei nº 9.784/99, evitando com isso dispêndio desnecessário de recursos públicos na investigação de um procedimento aberto sem indícios consistentes. [1] Importante destacar, porém, que o consumidor, mesmo que opte por comprar energia no mercado livre, ainda deve pagar à distribuidora local o custo pela distribuição e transmissão de energia elétrica e os encargos setoriais. [2] Segundo sítio eletrônico da ANEEL (), a garantia física é o montante “correspondente à quantidade máxima de energia relativa à Usina que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME n° 258/2008”. Ou seja, é a quantidade de energia que cada geradora pode comercializar, seja no ambiente regulado seja no livre. [3] O SIN, conforme sítio eletrônico da ANEEL (), é o “conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o suprimento de energia elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente”. O SIN abrange a maior parte das empresas de energia elétrica do Brasil, abrangendo empresas do Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte do Norte. O sistema, conforme a ANEEL, “viabiliza a troca de energia entre regiões, permitindo, assim, obterem-se os benefícios da diversidade de regime dos rios das diferentes bacias hidrográficas brasileiras” () [4] Convertida na Lei n° 12.783/2013, que regulamentou a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

[5] A Nota Técnica n 86/2014-SEM-ANEEL se refere à Consulta Pública 009/2014. Não foi encontrado, no sítio eletrônico da ANEEL, novas normas que tenham tido origem a partir dessa consulta pública. [6] Como exceção, pode ser citado a posição da SG no PA 08012.001518/2006-37. Ressalte-se, porém, que até o momento tal processo não foi julgado pelo Tribunal do Cade. [7] Acesso em 16 mar 2016. [8] Ressalte-se que a análise feita aqui é relacionada ao mercado de energia elétrica como um todo e do impacto da eventual não oferta de energia pelas representadas em leilões regulados e no mercado livre, com possíveis impactos no mercado de curto prazo. Não se afasta, porém, que em um leilão de energia regulado, assim como pode ocorrer em uma licitação pública, agentes participantes do certame possam adotar práticas anticompetitivas, como cartel, por exemplo. No contexto de um leilão específico pode ser possível que um ou um conjunto de agentes possa ter poder de mercado suficiente para adotar condutas lesivas à concorrência.