A conectividade elétrica brasileira e a Eletrobras – Artigo

Roberto Pereira D’Araujo (*)

Prefácio: O texto a seguir foi escrito para ser publicado por uma entidade que, por razão desconhecida, desistiu. Dado que estamos vivendo um momento onde a empresa pública Eletrobras está prestes a ser privatizada sob diversos argumentos contrários ao reconhecimento do papel histórico que ela exerceu, resolvi publicá-lo na página do ILUMINA. Afinal, é preciso explicar detalhadamente o que aconteceu com o sistema brasileiro e qual foi a função reservada para a Eletrobras nesse processo. É um artigo longo, mas escrito para quem quiser entender mesmo!

Como os motivos para a privatização passam pela acusação de “ineficiente”, “incapaz de investir”, “cabide de emprego”, “sugadora de recursos da união”, é preciso contar toda a história.

O grau de desinformação que é percebido nos debates e na imprensa é impressionante. 

Portanto, quem tiver a paciência e a curiosidade de ler, vai poder entender o dilema sob uma ótica que lhe parecerá inédita. A impressão de que o tema se resume à questão política é um equívoco. Há uma enorme falha técnica da modelagem adotada (e aprovada pelo setor privado) por trás da fragilização da Eletrobras! 

Para imitar sistemas elétricos fisicamente distintos, adotou-se um modelo que errou na avaliação da segurança comercial, por um lado criando um ambiente repleto de conflitos e, por outro, um “nicho” que capturou vantagens que deveriam ser de todos. Na realidade, nas entrelinhas dessa história, ficará evidente que o setor privado, por absoluta omissão e até apoio aos equívocos, precisa assumir sua parcela de responsabilidade, pois auferiu grandes ganhos!

Para avaliar o que ocorreu é preciso compreender como o setor brasileiro funciona. Quem entender verá que há duas grandes vítimas do desastroso processo implantado no Brasil:

Uma, a Eletrobras, a outra, o próprio consumidor brasileiro.


  1. Introdução

Já há algum tempo, a física quântica vem nos informando sobre a peculiar forma de conexão entre partículas que se encontram distantes no espaço físico. O termo entrelaçamento quântico é um fenômeno da mecânica quântica que observou que dois ou mais objetos estão de alguma forma muito mais ligados do que se pensa, mesmo que possam estar espacialmente separados[1].

Recentemente, artigos ainda mais intrigantes estendem esse conceito para outras áreas que, aparentemente, nada têm a ver com essa curiosidade física. Por exemplo, efeitos desse princípio no mecanismo da memória parecem convidar a uma curiosa extensão dessa teoria[2].

Na economia e na sociedade, vivemos uma era de conectividade crescente entre equipamentos e entre pessoas através das redes de telecomunicações. Hoje os cidadãos parecem estar mais conectados via redes sociais do que no mundo à sua volta. Exageros à parte, essa promissora tecnologia tem o potencial de alterar muitas relações econômicas. O mundo precisa estar atento ao poder de simplesmente eliminar certas atividades em favor de outras cada vez mais tecnológicas e conectas.

Como um enigma, em oposição a essa moderna e estruturante visão unificada da realidade física e social, a comunidade moderna também vive uma transposição do individualismo filosófico, esse incontestável, para uma ótica puramente econômica, elevando esse foco individualista ao mais alto grau e como célula principal da moderna economia liberal.

O que se pretende apresentar aqui é mostrar que, em outros momentos históricos, a combinação entre coletivismo e conectividade revelou o que se pode classificar como verdadeiras obras primas da tecnologia da época. O caso do setor de energia elétrica no Brasil é um desses exemplos onde se percebe que uma sociedade atenta é capaz de organizar algo coletivo e benéfico a todos os indivíduos. Filosoficamente, um “aperto de mãos” entre duas óticas tão antagônicas.

Entre os primeiros estudos que revelaram a singularidade geográfica brasileira está o projeto Canambra. Um consórcio contratado pelo governo brasileiro e o Banco Mundial, em 1962, o mesmo ano de fundação da Eletrobrás. Os objetivos eram os estudos do potencial hidrelétrico e de mercado da região Sudeste do Brasil. O consórcio era formado pelas empresas canadenses de consultoria Montreal Engineering e Crippen Engineering. Esse consórcio realizou um trabalho pioneiro de planejamento integrado do setor elétrico nacional e o primeiro levantamento detalhado do potencial brasileiro, já que foi feito um estudo rio por rio – da cabeceira até a foz – do potencial energético da região.

Um decreto federal de 1964 fez com que a Eletrobrás ficasse responsável pelo acompanhamento da execução dos projetos propostos pelo Canambra. Em 1967, com a aprovação do relatório final, o governo federal delegou à Eletrobrás, a revisão do programa expandindo-o para as regiões Norte e Nordeste do país e ampliando a sua área de atuação com a criação de mais duas subsidiárias regionais, a Eletrosul e a Eletronorte.

Esse estudo revelou um reflexo positivo da nossa geografia sobre a exploração de potenciais hidráulicos no território nacional. É como se esse “entrelaçamento” estivesse ali para ser descoberto. É o que se pretende expor aqui.

  1. O território brasileiro.

O sistema de Coordenadas Geográficas é uma forma de representação cartográfica utilizada para representar e localizar qualquer ponto da superfície terrestre. Esse sistema é composto por algumas linhas imaginárias, chamadas de Latitudes e Longitudes.

A latitude é a distância em graus de qualquer ponto da Terra em relação à linha do equador. É também chamada de paralelo por se tratar de linhas imaginárias traçadas paralelamente ao equador.

Considerando territórios contíguos, o Brasil abrange 39 graus desde o 5 ° 16 ′ de latitude do ponto mais ao norte (fronteira com a Guiana no Parque Nacional de Monte Roraima) até -33 ° 44 ′ da fronteira com Uruguai perto de Barra do Chui. A Rússia vem em segundo lugar com um diferencial de 36,5 graus: o ponto mais setentrional está em 77 ° 43 ′ (a ponta da Sibéria ao sul da Ilha Bolchevique) até o 41 ° 11 ′ da fronteira com o Azerbaijão. O Chile em terceiro com 36,4º dos 17 ° 30 ′ da fronteira com o Peru e Bolívia, para 53 ° 53 ′ de Cape Froward.

Apenas por essa característica, com um imenso território, como imaginar que as consequências da sua geografia passassem despercebidas sob o ponto de vista econômico?

Como imaginar que não tivéssemos a expertise para perceber as vantagens? A Eletrobras teve!

  1. A excepcional hidrologia.

Por conta dessa “liderança”, temos quatro tipos de clima. O equatorial úmido no Norte, o tropical no Sudeste e Centro-oeste, o tropical semiárido no Nordeste e o subtropical úmido no Sul.

Além disso, o Brasil possui o maior volume de recursos renováveis ​​de água doce, totalizando aproximadamente 8.233 quilômetros cúbicos. Isso significa aproximadamente 12% dos recursos de água doce do mundo. A Amazônia, apenas no território brasileiro, abriga mais de 70% do total[3].

Em função da sua geografia, dispomos de rios classificados como “de planalto”. Em geral, as declividades onde estão localizadas as nossas usinas ocorrem entre dois segmentos razoavelmente planos. Portanto, ao se represar rios desse tipo, a tendência natural é a formação de grandes reservatórios que são capazes de armazenar grandes volumes d’água.

O desenvolvimento de um setor elétrico fundado em hidroelétricas sempre foi uma obviedade e a necessidade de industrializar um país de base agrícola impulsionou esse desenvolvimento. Assim, as grandes represas, apesar de causar impacto na região, não surgiram por visões megalomaníacas ou por obsessão por obras “faraônicas”, como, muitas vezes, o setor foi acusado. Elas são consequência da geografia brasileira.

Outra característica, também fruto de sua geografia de planaltos e planícies, é que os rios percorrem grandes extensões antes de desaguar no mar. Apenas para citar alguns exemplos, eis a extensão de alguns rios brasileiros.

Rio Paraná – 3942 km.

Rio São Francisco – 2800 km.

Rio Madeira – 3315 km.

Rio Tocantins – 2700 km.

Em função dessas características, a seguir, apresentam-se aspectos do sistema brasileiro que o distingue significativamente dos outros.

Evidentemente, o Brasil iria aproveitar essa singularidade. Mas, havia várias formas para que isso fosse realizado. No entanto, como vamos demonstrar, essa realidade geográfica precisava ser “lida” buscando uma eficiência que não é encontrada em nenhum outro pedaço da terra. E, foi exatamente essa geografia que prevaleceu na construção do nosso sistema.

  1. Por que o sistema brasileiro é diferente de todos os outros?

A melhor maneira de entender a singularidade do nosso setor é imaginá-lo surgindo da estaca zero.

Suponha um rio onde um investidor construa a usina hidroelétrica 1 com 100 MW garantidos[4], mostrada na figura abaixo. Como sua usina tem um reservatório, apesar da afluência ser muito variável como a do gráfico, ela consegue regularizar as variações e garantir uma energia equivalente à linha tracejada. Parte das afluências maiores é perdida, pois seu reservatório não tem capacidade para guardá-las para ser usada na próxima seca, mas o reservatório consegue estabilizar parte das afluências garantindo uma energia firme.

Figura 1

Vamos supor que, num segundo momento, outro investidor constrói outra usina rio acima com a mesma capacidade. Como a usina 2 também tem reservatório, consegue regularizar mais um pouco o rio. A afluência percebida pela usina 1, agora, é “mais bem-comportada”, onde as secas não são tão profundas (curva vermelha). Imediatamente, a capacidade de garantir energia da usina 1 aumenta. Agora, a usina 1 produz 110 MW firmes. Não há aumento de capacidade. Ninguém adicionou novas turbinas. Apenas a gestão da água no tempo possibilita isso.

Figura 2

A pergunta que surgiria entre esses 2 investidores é: Quem é o proprietário desses 10 MW firmes que surgem sem acréscimo de nenhuma nova turbina ou gerador?

Da usina 1, já que quem gera essa capacidade são as máquinas de 1?

Da usina 2, já que quem alterou o comportamento da afluência percebida por 1 foi a usina 2.

Certamente o dono do reservatório 2 pode exigir um pedaço dessa energia. Será que ele teria direito aos 10 firmes? Como seria possível um investidor ganhar energia gerada por outro? Que critério adotar?

Não há uma resposta razoável para esse problema, pois é impossível separar essas funções de forma unívoca e indiscutível. Afinal, é preciso lembrar que a hidrologia pode variar ao longo do tempo e esse efeito também pode. Na realidade, quando se exige que a energia gerada tenha uma garantia, tanto o reservatório 2 quanto a usina 1 são peças importantes da “máquina” que perfaz esse serviço.

Até aqui não há grandes diferenças dos outros sistemas a não ser a combinação das variações de afluências (maiores em sistemas tropicais) e reservatórios.

Mas o “jogo” não acabou. Imagine que, assim como ocorreu no rio A, alguns quilômetros distantes, algo parecido ocorre no rio B. Lá duas usinas 3 e 4 iguais às 1 e 2 perceberam o mesmo efeito e se associaram para explorar 210 MW.

Agora, imagine um outro investidor que, analisando os dados, resolve construir uma linha de transmissão que una os dois sistemas em um só, A-B. Acontece que o rio B têm uma hidrologia diferente de A e, geralmente, quando A têm afluências mais baixas, B têm afluências favoráveis. Agora, surpreendentemente, ao invés de se ter a soma das energias firmes, aparecem mais 20 MW firmes!

Figura 3: Regularização via conectividade

Essa diversidade de hidrologias, típicas de países com grande latitude, confere ao sistema de transmissão brasileiro uma função praticamente inédita entre os sistemas elétricos mundiais, pois o mercado passa ser atendido por uma infinidade de gerações diferentes localizadas ao longo do território nacional.

Ao possibilitar uma grande quantidade de possíveis despachos entre as regiões, o sistema de linhas faz um papel similar a um reservatório “ambulante”, pois é capaz de “realocar” a reserva de água de modo a evitar vertimentos inúteis. As linhas, desde que corretamente dimensionadas, são capazes também de “esvaziar” estrategicamente os reservatórios programando seus volumes de espera e transformando mais água da chuva em kWh. Pode-se dizer que, quanto maior a “capilaridade” do sistema de transmissão, maior a probabilidade de que as afluências em todo o sistema sejam transformadas em kWh em algum momento.

Bem, parece que o jogo se esgotou, mas, há mais. Imagine agora um sexto investidor que resolve construir uma usina térmica conectada ao sistema A+B+T. Percebe-se que, com a existência da térmica, o conjunto pode ganhar ainda mais energia firme mesmo que essa nova usina térmica não gere 1 MWh sequer!

Figura 4: Efeito seguro sobre a reserva

Como? Simplesmente pelo efeito seguro que a térmica proporciona. A+B sabem que não podem arriscar muito na redução do volume dos reservatórios. Afinal, ainda há períodos de alta hidraulicidade e, em algumas situações, são obrigados a verter (jogar água fora) porque não há espaço para a água da chuva. Agora, com a disponibilidade da térmica, A+B+T podem “arriscar” um pouco mais e abrir mais espaço para uma quantidade de chuva que não conseguia ser guardada antes da existência da térmica. Esse efeito só pode ser conseguido porque a térmica dá uma segurança sobre um volume de espera maior nos reservatórios.

É preciso enfatizar que tal efeito ocorre em qualquer sistema, mas não nas proporções brasileiras. A energia garantida total do nosso sistema ultrapassa 20% da soma das garantias individuais das usinas. Podemos dizer que o complexo de linhas que conectam os sistemas “oferecem” 20% extras na garantia total. Hoje, isso significa praticamente a energia de Itaipu, a maior usina da América.

O ponto a ser enfatizado com esse exercício imaginário é que o sistema brasileiro, se fosse desenvolvido a partir de iniciativas individuais, poderia não perceber esse ganho.

Por incrível que pareça, por singularidade da nossa geografia, essa associação se estende das usinas (térmicas e hidráulicas) até as linhas, só pode ser percebida por alguém que olha a totalidade do sistema. Isso nada mais é do que um monopólio natural, onde características econômicas revelam o benefício de se explorar um setor através de uma só empresa. Isso é uma indicação de que apenas o estado deve ter a iniciativa e proporcionar a forma de preservar a vantagem. Não há nenhuma intenção de uma atividade econômica monopolista. É apenas um conceito tão capitalista quanto muitos outros que existem em vários serviços públicos. O transporte urbano é um deles. Pode ser explorado por várias empresas, mas têm que obedecer a uma lógica monopolista sob pena de perda de eficiência.

  1. O sistema integrado de conectividade elétrica.

Bastam 2 figuras (1970 e 2017) para ilustrar o desenvolvimento da conectividade elétrica brasileira.

Figura 5: Sistema de Transmissão década de 70.

Figura 6: Sistema de Transmissão 2017.

Para se ter uma ideia do tamanho desse sistema, basta “desenha-lo” sobre o mapa da Europa para ver que as linhas unem Portugal à Suécia e quase à Moscou.

Figura 7: Sistema de Linhas Brasileiras sobre o mapa da Europa.

O que justificaria um sistema conexo cobrindo um território equivalente ao da Europa? Estaria o Brasil exagerando a dimensão do seu sistema de transmissão?

A resposta pode ser dada com um exemplo: O gráfico abaixo representa a quantidade de energia intercambiada entre as regiões Sudeste e Sul. Os valores positivos significam a energia que é enviada pelas usinas da região sudeste para a região sul. Os valores negativos representam o intercambio em sentido contrário.

Reparem que é comum esse intercambio ultrapassar 2.000 MW médios. Para se ter uma ideia do que significa essa grandeza, vamos citar um exemplo. A usina de Itumbiara localizada no Rio Paranaíba com 2.082 MW instalados tem uma energia firme de aproximadamente 1000 MW médios.

Figura 7b: Usina de Itumbiara

Intercambiar 2.000 MW médios é equivalente a “transportar” duas usinas como Itumbiara através das linhas. Para enfatizar essa singular situação do sistema brasileiro, há meses onde mais de 50% do consumo da região Sul é atendido por usinas do Sudeste.

Figura 8: Intercâmbio de energia SUDESTE – SUL

Com esse nível de intercâmbio entre regiões e a lógica explicada no item 4, fica evidente que as gerações de cada usina são muito variáveis, podendo se alterar pela sua própria hidrologia, mas também pela lógica entre regiões do sistema interligado.

Qual é o ponto importante que precisa ser enfatizado? Que outro sistema no mundo tem esse “passeio” de usinas pelo território do país? Quem capturou essa característica tão vantajosa? A Eletrobrás.

Essa visão integral sempre foi adotada no sistema brasileiro através de Comitês de Operação e Planejamento coordenados pela Eletrobrás. Apesar de existirem diversas empresas distribuidoras e geradoras, o planejamento da operação e da expansão eram profundamente debatidos nesses comitês. Conflitos existiam, mas é possível afirmar que as decisões eram submetidas a críticas, mas também às aprovações.

O aspecto a ser preservado não era apenas o da diversidade hidrológica decorrente da geografia. Como explicado anteriormente, a formação de rios de planalto propiciou a construção de grandes reservatórios que, quando cheios, poderiam reservar uma energia equivalente a vários meses de consumo de todo o sistema. Esse valor chegou a ser de quase dois anos, mas, evidentemente, com o crescimento da carga e a impossibilidade de adicionar novos reservatórios no mesmo ritmo do crescimento da demanda, esse valor veio se reduzindo ao longo dos anos. Hoje está no entorno de 5 meses, ainda um recorde mundial.

Chama-se a atenção de que essa relação com o equivalente ao consumo de 5 meses não considera nenhuma outra fonte. Por exemplo, se for possível definir uma fonte alternativa à hidroeletricidade que tenha custos razoáveis e que se responsabilize por 25% da carga, a reserva comparada com o consumo “líquido” (descontada a fonte não hidráulica) sobe para 7 meses.

Como o futuro parece revelar, novas fontes sustentáveis estão reduzindo significativamente seus custos, principalmente solar e eólica. Sendo assim, a característica de reserva energética e sua relação com as outras fontes, ao contrário do que acreditam alguns especialistas, poderá permanecer sendo o grande diferencial do sistema brasileiro.

Portanto, o que se percebe é que esse sistema conectado de rios diferentes com reservatórios diferentes, só foi possível através da existência da Eletrobras, que mesmo sem ser dona de tudo, conseguiu montar um sistema que parece ter sido desenvolvido por um único dono.

  1. A individualização da energia.

Essa característica traz outra singularidade para a operação, pois as decisões não passam apenas por onde gerar, mas também quando gerar. Cada metro cúbico de água reservada lança o desafio de saber se ele será usado no presente ou no futuro. Esse dilema é completamente ausente em sistemas de base térmica.

Como será visto, para implantar um modelo competitivo na década de 90, foi necessária uma individualização da energia por usina. Adotou-se um alto grau de mimetismo e fragmentação de um problema que sempre foi global.

Com um sistema com características raras no planeta, mas influenciado por uma ótica originada de sistemas de base térmica, moda na década de 90, o Brasil mergulhou na implantação de um modelo competitivo por energia e por usina. Nesse momento histórico, a Eletrobras perdeu sua função planejadora, já que, sendo donas de usinas, teria interesses comerciais conflitantes.

Infelizmente, como ficará evidente ao longo desse texto, a insistência no erro e a ausência de revisões estruturais justificada por interesses comerciais, houve um relaxamento na metodologia de planejamento que passou a ser entendida como resultante de forças de mercado. Mesmo com tantas singularidades e indícios de que a visão de curto prazo mercantil poderia inviabilizar o grande feito que se tinha atingido, a decisão foi mantida.

Tal caminho provocou a vitimização dos consumidores e da estatal Eletrobrás, que passou a ser utilizada para tentar “consertar” os defeitos que vinham em sequência.

Desde o início do processo, os técnicos do setor tinham a exata noção de que a implantação de um sistema onde usinas competem entre si com a energia gerada por cada uma delas seria uma tarefa arriscada.

Como a estratégia ótima de geração depende de variações climáticas que exigem uma ótica integral, decisões individuais seriam certamente conflitantes com essa visão global. Como uma usina hidroelétrica pode compatibilizar a necessidade de gerar energia com a obrigação de guardar água? A primeira é determinada pelo mercado visto pela usina, a segunda por uma ótica monopolista do Operador Nacional que analisa o sistema como um todo. No caso brasileiro, sequer usinas em cascata no mesmo rio pertencem a uma mesma empresa. Portanto, os conflitos poderiam ocorrer no 1º estágio citado no item 4.

Uma complexa e subjetiva metodologia foi implantada para tentar “contornar” esse conflito e emitir um certificado que, “teoricamente”, representaria a “contribuição” de cada usina na formação da capacidade total e, consequentemente, ser a permissão de comercialização no mercado com usinas que comerciam individualizadas. Em resumo, o sistema é puramente financeiro e virtual. A dependência de acertos contábeis subjetivos é imensa.

Longe de querer detalhar essa complexidade, basta listar algumas grandes diferenças com sistemas energéticos realmente competitivos.

  • Em sistemas de base térmica, a capacidade de atendimento total é obtida pela soma das capacidades individuais. O singular sistema brasileiro exige a definição do total para, depois, adotar um critério que defina a parcela desse total associado a cada usina.
  • Como a proporção de hidráulicas no total é significativa e temos uma hidrologia tropical, há uma incerteza estatística na avaliação de um único valor para a emissão desse “certificado”. Para citar apenas um fator de incerteza, modelos matemáticos foram usados para estender a amostra de 80 anos do histórico de afluências para 2000 anos, pois os 80 valores são insuficientes, dada a variância da hidrologia.
  • Dada a existência de grandes reservatórios e a natural incerteza sobre as afluências futuras, as possíveis trajetórias da reserva inclui a possibilidade de ocorrência de um déficit de energia. Isso exigiu a definição de um custo para o déficit de energia, que, evidentemente, é um parâmetro altamente subjetivo até por se referir a todo o país. Tal custo passa a influir nos valores de curto prazo, pois, a cada nível da reserva, quanto mais baixa, maior a influência do custo do déficit.

Essa é uma amostra da imensa lista de diferenças com sistemas onde realmente há uma competição da energia gerada.

Apesar de todas essas evidências, o país adotou um modelo de individualização. A usina, independente da origem de sua energia primária (hidro, térmica, eólica ou solar) recebe um “certificado” emitido por um modelo matemático que simula a operação e calcula uma “garantia física” (GF) que supostamente seria a “contribuição” de cada usina para a oferta de energia de todo o sistema.

Esse valor passa a ser a grandeza definidora de leilões. É importante lembrar que todas as formas de geração interferem na lógica global e, portanto, todas as usinas recebem esse certificado.

A metodologia, extremamente complexa, deixa evidente grandes vulnerabilidades.

  • Como o período de concessão das usinas é de 30 anos, aquelas existentes na implantação do modelo, receberam o certificado de “garantia física” em datas onde o sistema de reservatórios proporcionava um maior conforto, dado que a demanda por energia era aproximadamente a metade da atual.
  • A estratégia de operação era outra e os parâmetros que definem a divisão da garantia total por cada usina se alteraram. Entretanto, como o valor foi alvo de interesses comerciais que constam em contratos, não podem ser alterados.
  • Assim, a evidente inconsistência entre certificados de GF emitidos em datas afastadas por décadas foi acumulando uma superavaliação da capacidade total, pois os certificados nunca foram revistos.
  • Evidentemente, isso acarretou custos para o consumidor, pois seria necessário “compensar” o otimismo da garantia com outras usinas. A solução encontrada foi promover leilões de “energia de reserva” que são pagas através de encargos. Como algo denominado Garantia Física precisa de energia de reserva? Na realidade, a superavaliação impunha um risco maior do que o admitido nos planos e a energia de reserva tentava corrigir. De 2008 até 2017, esse sobrecusto atingiu R$ 150 bilhões.

Para entender através de dados concretos, abaixo, dois exemplos do certificado GF e a geração real nos últimos 14 anos.

A usina hidroelétrica de Furnas, inaugurada em 1963, no Rio Grande, Minas Gerais, tem uma potência de 1.216 MW. O gráfico abaixo mostra a geração mensal da usina em MW médios [5]

Figura 9: Geração e Garantia Física da usina de Furnas

Na implantação do modelo mercantil brasileiro, a grandeza fixa denominada “garantia física” associada à Furnas é de 583 MW médios. Essa é a parcela da oferta total associada à usina. Note-se que, em certos períodos, ela gerou bem acima da GF. Nos últimos anos têm gerado bem abaixo.

O gráfico a seguir, em contraste com o de Furnas é da usina térmica a gás Juiz de Fora, também em Minas Gerais. Observem que a GF dessa térmica foi avaliada em 78 MW médios, mas ela só gerou algo próximo a esse valor em alguns meses. Portanto, a GF de uma usina pode ter pouca relação com a geração real.

Figura 10: Geração e garantia física da usina de Juiz de Fora

Como ela está contabilizada como oferta de energia, quem gera no lugar dela são usinas mais baratas do que ela, notadamente usinas hidráulicas.

Esse é um aspecto muito importante e que muitos não entendem. No sistema brasileiro, se a oferta se expande com muitas térmicas caras, isso significa que parte da reserva hídrica estará comprometida para substituir essa geração de alto preço. Portanto, ao contrário do senso comum, térmicas caras ajudam a esgotar reservatórios.

Vejam o que ocorre quando se considera a geração e GF do conjunto de todas as usinas térmicas do sistema no gráfico abaixo (MW médios).

Figura 11: Geração verificada (vermelha) e garantia física associada a todas as térmicas do sistema.

Toda a área entre a curva azul (GF) e a vermelha (geração) é oferta de energia com a garantia especificada no sistema. Portanto, se as térmicas não geraram essa energia, ou ela sobrou, ou as hidráulicas geraram no lugar. Para se quantificar essa troca de energia entre térmicas e hidráulicas que ocorreu de 2004 até setembro de 2012, ela equivale a 470 TWh, algo como 80% da energia consumida no sistema em um ano.

O outro lado dessa excentricidade pode ser visto ao se examinar os mesmos dados relativos a todas as hidráulicas.

Figura 12: Geração (vermelha) e garantia física associada a todas as hidráulicas do sistema.

Aqui se observa o inverso. As hidráulicas geraram na maioria do tempo acima da sua GF até setembro de 2012.  Como elas têm custos bem menores do que as térmicas, algumas questões ficam no ar:

  • Quem se apropriou dos custos mais baixos da geração hidráulica acima da sua garantia?
  • Como, nos últimos 4 anos, as hidráulicas apresentam um grande déficit de geração, que tipo de compensação existiu entre esses dois eventos opostos?
  • Como será mostrado no artigo, por que a coincidência dessa mudança de hidráulicas superavitárias para deficitárias justamente com a data da edição da medida provisória do governo Dilma que interviu nas tarifas (setembro de 2012)?

Para entender o que ocorreu é preciso compreender os mercados brasileiros.

  1. Os dois mercados de energia brasileiros.

O processo de liberação de mercado e privatização ocorrido na Inglaterra durou 15 anos. O Brasil, com um território muito maior e um sistema muito mais complexo, fez tudo isso em 5 anos.

Apesar das diferenças, escolheu a Inglaterra como o seu espelho para o setor elétrico, inclusive com a contratação de consultores[6] daquele país. Afinal, a década de 90 foi pródiga em aplicar receitas genéricas a qualquer sistema, independente das características físicas. Foi uma espécie de “One size fits all” no mundo comercial. Claro que a adoção de um modelo competitivo sobre o sistema brasileiro exigiu uma considerável adaptação. Essa é a questão menosprezada pelos analistas e pela sociedade, até porque bastante desconhecida.

A privatização foi interrompida pelo racionamento de 2001, uma ocorrência num país que parava de investir na expansão para vender usinas prontas. Até óbvias linhas de transmissão deixaram de ser construídas para conter os investimentos da Eletrobrás, que seria privatizada. Um evidente erro de avaliação sobre o interesse do capital em investir em novas usinas quando ativos prontos e faturando estão disponíveis para compra agravou ainda mais a situação[7].

A outra sequela deixada foram as distribuidoras rejeitadas pelo mercado e que a Eletrobrás teve que absorver assumindo um setor que nunca foi sua especialidade. Aqui começa a fragilização da empresa.

A partir do marco zero 1995, o Brasil implantou um sistema de mercado livre e outro de contratação regulada. As relações comerciais no modelo do setor elétrico brasileiro se estabelecem no Ambiente de Contratação Regulada – ACR (Distribuidoras) e no Ambiente de Contratação Livre – ACL (Basicamente grandes consumidores). No Mercado de Curto Prazo, são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre os montantes gerados, contratados e consumidos. Como foi apontado com os exemplos das usinas Furnas e Juiz de Fora, parece evidente que essas diferenças podem ser significativas. Esse detalhe é que torna o sistema brasileiro totalmente singular.

Chega a ser chocante contemplar as disparidades de preço que foram registradas nos dois ambientes. Os 2 primeiros gráficos mostram a evolução das tarifas médias residenciais e industriais das distribuidoras nos 3 períodos de governo.

Figura 13: Evolução da tarifa média residencial comparada com a inflação.

Figura 14: Evolução da tarifa média industrial comparada com a inflação.

No caso do residencial, como há muitos consumidores “baixa renda”, a trajetória de quem não recebe algum subsídio pode ser bem pior. No caso da indústria, geralmente de pequeno porte, a elevação de preços é impressionante.

Considerado todos os encargos, transmissão, distribuição e impostos, o valor do MWh residencial atinge aproximadamente R$ 1000,00. Esse valor é pelo menos o dobro dos preços praticados em países com configurações semelhantes, como Canadá e Noruega.[8]

Do lado dos ACL, não é possível obter esses preços médios, pois a legislação trata esses dados como “estratégicos” para os consumidores. O que é possível coletar é o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) que, no caso brasileiro é também singular. Ele não reflete uma iteração entre compradores e vendedores como nos outros mercados semelhantes. O PLD nada mais é do que o Custo Marginal de Operação (CMO), um parâmetro calculado pelo Operador do Sistema e que desconhece completamente as relações comerciais do mercado. O valor, na realidade, é um cálculo econômico do valor do MWh reservado em cada momento sob o ponto de vista de um cenário futuro de evolução das afluências, da carga e até da expansão do sistema. Portanto, uma ótica global de controle de estoque e sob um ponto de vista monopolista.

Figura 15: Preço de curto prazo (PLD) comparado ao preço do MWh no setor residencial.

É importante notar que a linha azul, o preço do MWh no residencial, chegou a ser 40 vezes mais caro do que o PLD!

Qualquer comparação do mercado de curto prazo brasileiro com outros mercados de energia mostra algo bizarro. O caso brasileiro, fruto exclusivo da configuração do sistema e da própria geografia singular, tende a gerar valores irrisórios de preços.

Isso pode ser observado no gráfico abaixo que mostra no mesmo gráfico a comparação dos preços no Brasil e no mercado NORDPOOL (Suécia, Noruega, Dinamarca e Finlândia), também um mercado que negocia energia hidroelétrica. Valores em R$/MWh.

Figura 16: Comparação entre o mercado de curto prazo brasileiro (azul) e o NORDPOOL

Essa situação, que pode ser fruto de uma sobra estrutural ou de hidrologias extremamente favoráveis, ao ser apropriada exclusivamente no mercado livre, leva a comportamentos especulativos e lucros exorbitantes. 

A baixa transparência desse mercado revela apenas algumas características que são sintomas dessa apropriação das sobras e hidrologias exuberantes. Em alguns anos percebe-se que, do total da energia comercializada no ACL, os “contratos” mensais ultrapassam 25% do total. Isso revela um perigoso incentivo a não contratação de longo prazo, o que traz consequências desastrosas para o equilíbrio do sistema.

Além disso, publicações financeiras mostram que o setor elétrico, até a crise de 2014, só foi superado pelo setor bancário em geração de dividendos, o que evidencia uma distorção do caráter de serviço essencial. Abaixo, algumas evidências dessa anomalia. Pelos valores do PLD é possível perceber que lucros de 200% e até 400% são perfeitamente possíveis. Abaixo, um conjunto de exemplos que mostram isso.

Figura 16 b: Lucros registrados no setor elétrico.

O outro aspecto de grande importância decorrente da adoção do modelo foi a fragmentação de responsabilidades que antes estavam sob o olhar da Eletrobras. Hoje temos as seguintes instituições que cuidam do mesmo problema:

  1. A Agência Nacional de Energia Elétrica – A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), autarquia em regime especial vinculada ao Ministério de Minas e Energia, foi criada para regular o setor elétrico brasileiro, por meio da Lei nº 9.427/1996 e do Decreto nº 2.335/1997.
  2. O Operador Nacional do Sistema – O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é o órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) e pelo planejamento da operação dos sistemas isolados do país, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Instituído como uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil sem fins lucrativos, o ONS foi criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648, com as alterações introduzidas pela Lei nº 10.848/2004 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004.
  3. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE – A CCEE é responsável pela contabilização e pela liquidação financeira no mercado de curto prazo de energia. A instituição é incumbida do cálculo e da divulgação do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, utilizado para valorar as operações de compra e venda de energia.
  4. Empresa de Pesquisa Energética – EPE – A Empresa de Pesquisa Energética – EPE tem por finalidade prestar serviços ao Ministério de Minas e Energia (MME) na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, cobrindo energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados e biocombustiveis.

Além de representarem um custo extra decorrente da forma do modelo, durante a história de funcionamento desse sistema, foi comum encontrar critérios conflitantes entre esses órgãos. Geralmente, análises que defendem a liberação do mercado e o abandono completo da lógica centralizada, mesmo que ela seja decorrente da natureza do sistema, esquecem esse custo extra.

  1. A necessidade de energia de um país como o Brasil.

Analisando os dados dos últimos anos no gráfico abaixo (Figura 17), é possível salientar alguns detalhes.

Figura 17: Evolução da carga de energia elétrica do sistema interligado.

  • A queda brusca provocada pelo racionamento de 2001 significou uma redução de 25%, sendo que, após o fim do decreto que impôs o processo, a evolução do consumo permaneceu 15% abaixo da tendência anterior.
  • Com a retomada da normalidade, observa-se uma taxa de crescimento média de 3,5% ao ano. Isso significa que, a cada ano, o país necessita de aproximadamente 2.200 MW médios para manter o equilíbrio.
  • Isso significa ter a cada ano aproximadamente uma nova usina como Xingó no Rio São Francisco, ou duas usinas como Itumbiara no Rio Paranaíba, ou quatro usinas como a Termo Pernambuco.
  • De 2014 até o presente ano, o crescimento da demanda se reduziu drasticamente em decorrência da forte recessão econômica do Brasil.
  • É preciso salientar que o consumo médio residencial brasileiro está na faixa de 150 kWh/mês.
  • Esse é o valor médio, portanto, é muito comum residências da classe de rendimento mais baixo consumindo 100 kWh/mês ou menos. Basta uma geladeira, algumas lâmpadas e ventiladores para que se atinja esse consumo. Portanto, a necessidade de energia será proporcional à melhoria do nível de renda que se esconde por trás do enorme problema social brasileiro.
  1. As consequências para além do modelo.

Como mostrado no item 7, o singular e excêntrico modelo brasileiro possibilitou estranhos comportamentos:

Os preços irrisórios praticados no mercado de curto prazo em 2003 têm como origem a descontratação das usinas existentes, a maioria da estatal Eletrobrás.

Como esclarecido, a geração de uma usina nada tem a ver com sua contratação no mercado. Como as usinas são hidráulicas, são despachadas pelo operador seguindo a ótica global independente de sua contratação. Portanto, em 2003, logo após o racionamento, com a demanda reduzida, a Eletrobrás gerou energia sem contrato liquidando esses MWh ao preço PLD.

Nesse período, o PLD variou de R$ 4/MWh até R$ 20/MWh. Ao contrário das outras empresas que perderam os contratos, a Eletrobrás foi proibida de atuar no mercado livre para tentar atenuar o prejuízo. Pode-se dizer que a estatal foi usada para fomentar o crescimento do ACL.

Esse resultado de preços de curto prazo extremamente baixos, que durou até 2012, induziu o mercado livre a um comportamento especulativo e meramente conjuntural. Exceto algumas usinas eólicas, esse ambiente, que já representa 30% do total, não contratou nenhuma usina de porte para seu suprimento.

A modelagem adotada colocou toda a responsabilidade de contratação de longo prazo sobre as distribuidoras e reservou parte da energia dos futuros projetos para serem negociados no mercado livre.

Evidentemente, dado o viés especulativo do mecanismo do mercado, muitos projetos não conseguiram contratos no mercado livre. Um exemplo foi o da usina de Belo Monte. Para viabilizar o empreendimento o governo incluiu uma clausula assinada em abril de 2011 “obrigando” a Eletrobrás (minoritária) a “comprar” a energia não vendida no leilão. ( ~ R$ 180/MWh a preços de  2016). Essa questão se transformou num litígio e só este ano a Câmara de Arbitragem da Fundação Getúlio Vargas deu ganho de causa à empresa.

A modelagem causou outros problemas. O gráfico abaixo mostra a garantia física total de todas as fontes de geração (curva vermelha) e demanda total de energia elétrica (curva azul).

Figura 18: Evolução da carga e da garantia física total do sistema.

É fácil notar um “tangenciamento” da carga total com a garantia total no período 2009 – 2013. Como foi explicado anteriormente, a garantia, por defeitos do modelo está superestimada, o que faria com que esse período apontasse risco de desabastecimento. Na realidade, isso não ocorreu por três fatores:

  • Um conjuntural, pois a hidrologia dos anos 2009 e 2011 foram excepcionais (30% acima da média). Isso evidencia o fato de que, no sistema brasileiro, desequilíbrios estruturais de oferta e demanda podem ser mascarados por hidrologias exuberantes.
  • Um estrutural, pois, ao perceber que o mercado livre não viabilizava a expansão necessária, o governo, mais uma vez, usou a Eletrobrás para propor parcerias, onde ela se oferecia como minoritária, para viabilizar diversos projetos.
  • O terceiro, já citado, uma solução provisória através de leilões de energia de reserva que, custeadas por encargos, iriam compensar a superestimação da garantia das usinas existentes.

Eis alguns exemplos para as duas principais controladas da estatal (CHESF e FURNAS) onde, entre parênteses, está a participação da empresa[9].

CHESF:

Usinas: Belo Monte (15%), Jirau (20%), Dardanelos (24,5%), Sinop (24,5%)

Linhas de Transmissão: LT Colinas – S. Mesa (12%), LT Teresina – Fortaleza (49%), LT P. Velho – Araraquara (24,5%), LT Luiz Gonzaga – Campina Gr. (49%)

Projetos Eólicos: Chapada Piauí (49%): Vamcruz (49%), Serra das Vacas (49%), Santo Sé (49%), Pindaí (49%)

FURNAS:

Usinas: Peixe Angical (40%), Baguari (15%), Retiro Baixo (49%), Serra do Facão (49%), Foz Chapecó (40%), S. Antônio (39%), Teles Pires (24,5%)

Linhas de Transmissão: LT Itutinga – J. Fora (25%), LT Irapé – Araçuari  (24,4%), LT M. Claros – Irapé (24%), LT P. Velho – Araraquara (24,5%)

Projetos Eólicos: Miassaba (24,5%), Rei dos Ventos I (24,5%) Rei dos Ventos II (24,5)

Essa lista não é completa e alguns projetos incluem as outras duas controladas (Eletronorte e Eletrosul) para compor a participação de 49%. Esses projetos exigiam um aporte de aproximadamente R$ 3 bilhões/ano.

Como a Eletrobrás tem uma estrutura administrativa construída ao longo de anos, houve uma transferência oclusa de custos, pois muitos desses projetos proporcionaram lucros para o sócio privado e retorno negativo para a estatal[10].

Os três fatores “esconderam” a crise que se aproximava.

  1. Equívocos, interferências e derradeira fragilização da Eletrobrás.

Em 2012, o cenário do setor era inexplicável:

  • Tarifas explosivas.
  • Início de inadimplências no mercado livre.
  • Encargo de energia de reserva já atingia R$ 150 bilhões desde sua implantação em 2008.
  • Atraso em obras
  • Falta de sincronismo entre obras de transmissão e geração.
  • Aumento significativo nos custos de transmissão.
  • Instabilidade regulatória.

O aumento contínuo de preços incomodava a indústria e, em 2011, a FIESP (Federação da Industria do Estado de São Paulo) lançou uma campanha que apontava os preços praticados pela Eletrobrás como os responsáveis pela alta tarifária. Como a maioria das usinas eram antigas, o argumento era de que o consumidor já havia pago por esses empreendimentos via amortização. A tese da amortização é verdadeira, mas, ao ser a única questão focada, desviou a atenção de todos os outros motivos da escalada de preços.

Uma série de equívocos estavam presentes na campanha:

  • Os preços praticados pela Eletrobrás não foram definidos pela estatal. Foram resultado de leilão da energia de usinas existentes realizado em 2004. Esses valores estavam num nível de aproximadamente R$ 90/ MWh.
  • Portanto, o conceito de “tarifa”, que realmente contabiliza o nível de amortização de investimentos, foi abandonado com o modelo de mercado pelo conceito de “preço”.
  • O conceito de preço, obtido em leilões e que permanecem sendo apenas corrigidos por índices inflacionários, foi uma escolha do governo e era de pleno conhecimento dos agentes privados.
  • Os preços de leilão de Usinas que estavam em construção, (Santo Antônio, Jirau, Teles Pires) foram utilizados para fazer comparações. Um equívoco que, meses depois, mostrou sua dimensão, pois essas usinas estão apresentando déficits monumentais com os preços definidos, pois a suposição de término da obra e comercialização no mercado livre foram ambas frustradas.
  • Na realidade, a amortização nada tem a ver com o período de concessão. É um processo puramente contábil e que é aplicado em diversos países. Foi usado no Brasil, como “serviço pelo custo” e é usado na maioria dos estados americanos como “return rate regulation”. Teoricamente é possível inclusive uma usina amortizar seu investimento antes do término do período de concessão.
  • Na verdade, era esse sistema que justificava a baixa tarifa de 1995. Ou seja, mesmo naquela época, o consumidor já se beneficiava desse efeito.

Surpreendendo muitos, o governo aceitou a tese da FIESP e resolveu antecipar o fim do período de concessão que terminaria a partir de 2015. Ao invés de utilizar os dados contabilizados nos relatórios da Eletrobrás e que permitiriam uma redução tarifária acima de 60%, preferiu rejeitar os dados aprovados pela Agência Reguladora e por auditores oficiais e implantar um modelo matemático que impunha os custos de operação e manutenção às usinas. Desse modo, as usinas deixavam de ser “ativos” da empresa que passava a ser apenas uma administradora de operação da usina.

Os valores conferidos representaram uma redução de quase 90% nos valores praticados nos leilões. A metodologia[11], repleta de inconsistências, desprezava as informações da própria empresa e estabelecia um preço a partir de um banco de dados formado por usinas muito distintas das usinas alvo.

A tabela abaixo especifica as tarifas impostas pela medida provisória 579 transformada em lei 12783/2013 para cada usina da Eletrobrás:

Usinas Potência (MW) Tarifa imposta

R$/kW. Ano

Garantia Física (MW médios) Tarifa final

R$/MWh

Funil 216 66,59 121 13,57
Boa Esperança 237 66,74 143 12,63
P Colômbia 319 60,94 185 12
Corumbá I 375 57,59 209 11,8
Estreito 1048 41,58 495 10,05
Furnas 1216 40,6 598 9,42
Marimbondo 1440 39,22 726 8,88
Itaparica 1479 42,67 959 7,51
Xingó 3162 35,61 2139 6,01
P Afonso 4279 29,92 2225 6,57
Total 13771 Média 7,67

A tarifa média, obtida pela ponderação com a GF de cada usina, é R$ 7,67/ MWh, o que, na data da emissão da nota técnica era equivalente a US$ 3,20/ MWh, um recorde mundial de preço baixo. As consequências foram graves:

  • Essa opção do governo, além de fragilizar a Eletrobrás, isentou todos os outros fatores de encarecimento, tais como surgimento de diversos encargos, aumento do custo de transmissão, energia de reserva e a apropriação de renda pelo viés de preço baixo no mercado livre.
  • Além disso, ao isolar as usinas das empresas, a administração central ficou sem suporte de renda desses ativos. Portanto, era evidente que os prejuízos contábeis seriam significativos. O exemplo mais chocante desse desacoplamento é o CEPEL, Centro de Pesquisas em Energia Elétrica, da Eletrobrás, que era suportado pela receita de ativos de geração e transmissão.
  • Ainda pior foi o aniquilamento da capacidade de autofinanciamento do setor elétrico, que historicamente sempre existiu. Na concepção aplicada, uma usina antiga, gerida apenas pelos custos de operação e manutenção, não gera sequer um Real para a construção de novas usinas.

Os gráficos abaixo ilustram a brutal e repentina queda de valor da Eletrobrás.

Figura 19: Cotação de ELB na bolsa.(-70%)

Figura 20: Retorno sobre capital investido (-13%).

Figura 21: Retorno sobre Patrimônio Líquido.(-30%)

  1. Crise hídrica, aumento de custos, inadimplência, judicialização e futuro incerto.

Hoje, mesmo com cerca de 14.000 MW de usinas hidroelétricas[12] cobrando apenas custos básicos (~ R$ 35/MWh, incluindo encargos e impostos) a tarifa não parou de se elevar por diversos motivos.

Para cobrir despesas de geração térmica, que inclui usinas a óleo combustível e diesel contratadas em 2008, foi criada uma “bandeira tarifária”, segundo a ANEEL, “um sinalizador” que pode chegar a adicionar R$ 50/MWh[13] ao preço vigente[14].

Num país onde a eletricidade, em sua maior parte, é originada dos rios, basta ocorrer uma crise e a maneira mais fácil de justificá-la é culpando a falta de chuva. Portanto, para fazer uma análise justa, parece ser essencial que a alegada crise hídrica que tem estado presente nas notícias e na situação dos reservatórios seja quantificada.

A tabela abaixo mostra quais foram os 20 piores anos do histórico de afluências para cada região do sistema. As afluências estão transformadas em energia (MW médios) supondo serem turbinadas[15].

Os anos que fazem parte do período considerado como “crise” (2012 – 2017) estão em vermelho. Na realidade, a única região em que as energias naturais verificadas nesse período foram inéditas e consistentemente as piores do histórico, foram as da região NORDESTE.

É importante notar que, na região SUDESTE, a que recebe a maior parte da energia proveniente dos rios, há a ocorrência de baixas afluências na década de 50, conhecida como o período crítico. Portanto, como o histórico de energias naturais é o parâmetro básico para avaliar a garantia de suprimento, não se pode dizer que situações bem piores já foram registradas. Não se está afirmando que não estão sendo notadas mudanças climáticas. Muito ao contrário! O que se está afirmando é que, pelo critério vigente, apenas a região nordeste está sob risco.

A situação do parque hidráulico mostrada na figura 12 está gerando uma grande celeuma jurídica originada exatamente pela individualização da energia garantida do sistema por usina. Eis a sequência dos problemas:

  • As garantias físicas das usinas foram determinadas em datas diferentes e com uma metodologia que, além de conter parâmetros subjetivos, foi alterada diversas vezes.
  • Não houve qualquer participação das empresas na determinação desse valor.
  • As usinas que foram alvo de leilões foram valorizadas exatamente por essa grandeza.
  • A geração das usinas é determinada pelo Operador Nacional do Sistema, que, como já explicado, opera sob uma ótica global e monopolista.
  • A geração no período 2012 – 2018 se reduziu drasticamente por ordem lógica do operador a partir do sistema que recebe.
  • As usinas hidráulicas se depararam com um enorme déficit de energia gerada para cumprir seus contratos.
  • Pela modelagem vigente, elas são obrigadas a adquirir o déficit de energia no mercado e, obviamente, terão de pagar o preço de energia térmica, muito mais cara.
  • Esse dilema tem o nome de Generating Scaling Factor (GSF) e já acumula inadimplências que atingem mais de R$ 9 bilhões.
  • As usinas atingidas pela lei 12.783/2013, de redução tarifária via intervenção regulatória no governo Dilma, transferem para as distribuidoras esse déficit, o que agrava ainda mais a situação tarifária do país.

A situação atual da reserva é a que está mostrada no gráfico abaixo. Como se percebe, há mais de 4 anos não se consegue encher os reservatórios. Essa é mais uma evidência de que o sistema está em desequilíbrio, pois, como fica evidente na figura 17 a carga total está estagnada desde 2014.

Como já foi citado, a contratação de térmicas caras (óleo e diesel)[16] comprometeu um uso mais prolongado de geração das hidroelétricas. Essa é uma das origens do esvaziamento de reservatórios.

Figura 22: Situação da armazenagem total em número de meses de consumo.

  1. As óbvias soluções – Conclusões.

As evidências são muitas. Quando um sistema de geração depende da natureza em países tropicais, as energias primárias (afluências de rios, vento, sol) são muito variáveis. Num país de dimensões continentais, essas variações, além de significativas, são não coincidentes e, desse modo, querer atribuir um valor fixo por usina para “emular” a formação de preços num sistema térmico (que depende apenas de combustível), não tem muita sustentação teórica.

Até a suposta vantagem da competição fica reduzida, pois, como mostramos, as usinas vendem energias que não são exatamente delas. Por exemplo, uma usina cuja turbina tenha um problema que reduza a sua confiabilidade, só será afetada se for fiscalizada ou se os dados mostrarem uma permanência de geração reduzida.

Por incrível que pareça, a competição implantada no Brasil é tão falsa, que, ao invés de trazer redução de preços, trouxe encarecimento.

Logo após o racionamento de 2001, durante o governo Lula, recém-eleito, a óbvia solução foi defendida por um grupo de técnicos, foi a contratação majoritária por potência.

Não existe modelo perfeito, portanto não se advoga aqui que ajustes poderiam ser necessários e conflitos existiriam, mas as vantagens são as seguintes:

  1. A potência das usinas são valores fixos. Estão nos manuais das turbinas e dos geradores. Não dependem de critérios burocráticos externos.
  2. A receita das usinas, proporcional à potência, seria constante e garantida.
  3. Receita proporcional à potência incentiva o investidor a fazer melhorias.
  4. O investidor em hidráulicas não assumiria o risco hidrológico bilionário que está ocorrendo hoje.
  5. Térmicas seriam remuneradas pela potência + o custo de combustível em caso de despacho. Inflexibilidades seriam consideradas.
  6. Como uma parte significativa das fontes estaria contratada por potência, a receita é a mesma qualquer que seja a hidrologia. Portanto, sob hidrologias exuberantes, a receita extra decorrente da maior geração a menor custo pertence a todos os consumidores. Um fundo compensador de situações hidrológicas adversas seria possível[17].
  7. Nesse sistema não ocorreria a situação de saldos que não compensam déficits como mostrado na figura 12.
  8. O mercado de energia poderia existir desde que fosse realmente fruto de ofertantes e demandantes. Não existiria a liquidação de diferenças de geração ao preço do CMO, custo marginal de operação.
  9. Mudanças de critério de operação não afetariam o mundo comercial, pois seriam alterações de metodologia interna do comprador majoritário.
  10. As “Garantias físicas” das usinas até poderiam existir, mas seriam parâmetros orientadores da política de contratação e poderiam ser alteradas sem problemas.

Qual foi o grande problema político dessa proposta? O fato de que essa modelagem exige a definição de um ente que contrataria os MW necessários para que o sistema conseguisse garantir os MWh do consumo. Por incrível que pareça, esta opção foi rejeitada pelo governo porque o “mercado” entenderia isso como “estatização”. Esse preconceito carecia de sentido, pois, ao fazer o plano de expansão, o governo, através das suas diversas instituições, faz exatamente o que esse contratante faria. Na realidade o modelo já existe na transmissão e esse papel poderia ser exercido por uma das entidades já existentes.

Propunha-se também a junção das instituições de planejamento e operação, uma vez que o processo de planejamento depende de simulações operativas e, com isso, evitaríamos a discrepância de critérios que existe hoje entre a EPE e o ONS.

Na verdade, o Brasil já tinha a situação que, agora, começa a surgir nos países de base térmica que enfrentam a entrada das fontes eólicas e solar que não são despachadas e, assim, absorvem o mercado das térmicas despacháveis. A pressão nesses mercados têm sido a de preferir contratos de potência ao invés de competir por energia[18] , tal a volatilidade da demanda e dos preços.

É inevitável concluir que a rejeição a essa solução revela uma desconfiança nas instituições estatais decorrente das influências políticas que ocorreram nos últimos anos.

No momento em que esse texto é escrito, há cerca de R$ 90 bilhões de custos advindos da modelagem e que ainda não foram cobrados do consumidor. Costuma-se apelidar esses custos como “esqueletos” que ainda assombrarão as contas de luz.

As origens são diversas: Déficit hídrico das hidráulicas, indenizações ainda não quitadas e que surgiram por conta da intervenção do governo Dilma, déficits das bandeiras tarifárias que não conseguem cobrir o custo térmico, subsídios para a tarifa social, subsídios para as térmicas do sistema isolado e dívidas assumidas pela Eletrobrás relativas às distribuidoras rejeitadas na privatização da década de 90.

As propostas que estão sendo discutidas prometem mais mercado e menos coordenação, o contrário da lógica que foi exposta nesse texto. Se essa implantação não exigisse ainda mais excentricidades e complexidades, até se poderia imaginar alguma melhora, mas, o modelo deve muito ao país: Redução de tarifas, estabilidade regulatória, capacidade de financiamento, e segurança energética.

Com a Eletrobrás fragilizada, corremos o risco de repetir a experiência de 2001, quando o capital se concentrou em adquirir ativos prontos e a expansão foi abandonada.

Qualquer que seja a explicação, dada a geografia e natureza favorável brasileira, algo de muito errado foi aplicado nesse país. A complexidade, além de ser geradora de custos, é uma poderosa ferramenta de desinformação, um dos grandes males do Brasil atual.

Sobre as influências políticas nas empresas estatais, é preciso reconhecer que elas foram exercidas muitas vezes para favorecer o setor privado.

A razão é simples! O Brasil chama essas empresas erradamente de “estatais”. Na realidade, no Brasil, elas não são entidades do estado. Servem a governos que as usam em benefício de grupos privados que se entranham nos interesses políticos. Bastaria vontade política, papel e caneta para definir de uma vez por todas o que o governo pode exigir de uma entidade de estado e vice-versa como fazem muitos outros países.

Se livrar delas é como vender a ferramenta usada para cometer o crime ao invés de punir a mão que a usou.


[1] http://www.bbc.com/earth/story/20170215-the-strange-link-between-the-human-mind-and-quantum-physics

[2] https://www.newscientist.com/article/dn18371-brain-entanglement-could-explain-memories/

[3] https://www.worldatlas.com/articles/countries-with-the-most-freshwater-resources.html

[4] Os 100 MW não são a potência da usina! Significam uma quantidade de energia que a usina pode fornecer continuamente.

[5] A unidade MW médio é a energia média numa unidade qualquer de tempo. No caso do dado mensal, cada MW médio equivale a 730 MWh, pois, em média, cada mês tem 730 horas.

[6] Na década de 90, a empresa inglesa Coopers&Lybrand foi consultora das reformas implantadas.

[7] Grande semelhança com a situação atual.

[8] Consultar https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld2017.pdf

[9] http://eletrobras.com/pt/Paginas/Participacoes-em-Sociedades-de-Proposito-Especifico.aspx

[10] A Eletrobrás passou a ter um alto nível de endividamento agravado pela sua exposição ao mercado livre sem poder usufruir de novos contratos. Isso levou à situação de que, mesmo com taxas de retorno positivas, os projetos não atingiam o custo de capital da estatal.

[11] Fonte: Nota Técnica no 385/2012-SER/SRG/ANEEL

[12] Aproximadamente 16% do total de hidroelétricas.

[13] Para que pareça barato, essas bandeiras foram anunciadas por cada 100 kWh.

[14] Em relação ao preço apenas da energia, esse sinalizador pode representar um aumento de quase 20%. O consumidor, mesmo o econômico, não deixa de pagar o mesmo sobre-preço do consumidor que não economiza.

[15] Essa transformação de unidades, apesar de poder sofrer alterações no mundo real, é mais útil para comparar as energias.

[16] Em 2008, dado o aperto de garantia que já se mostrava, o governo realizou um leilão genérico, utilizando um complexo índice custo benefício (ICB) que, supostamente, reconhecia a importância das usinas no singular sistema brasileiro. Assim, as usinas vencedoras não eram as de menor preço, as sim as de melhor ICB. O resultado foi a contratação de grande quantidade de térmicas caras.

[17] Na realidade esse fundo compensador já existiu no sistema brasileiro. A cobrança sobre geração térmica era feita mesmo em anos onde essa necessidade era menor. O excedente era compensado num ano mais seco. Chamava-se Conta de Consumo de Combustíveis e, em nome da visão mercantil, foi extinto em 2005.

[18] http://www.pmintpc.com/interface/research_activities_published_paper_ICPS04.pdf

  1 comentário para “A conectividade elétrica brasileira e a Eletrobras – Artigo

  1. Eugênio B. Bittencourt
    28 de agosto de 2019 at 21:23

    Parabéns ao autor desse excelente texto e forte a argumentação em prol do setor elétrico nacional. É preciso que ao se tomar grandes decisões como a que se discute atualmente não se perca de vista os interesses atuais e futuros do país.

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