Valor 03/10/03
Roberto Pereira D´Araujo[1]
O Idaho National Laboratory (INL) é uma entidade federal americana parte do Departamento de Energia e que publica o documento A Study of United States Hydroelectric Plant Ownership. Invejei a consulta à sua página, tal a facilidade de obter dados de usinas. Quantas são elas, mapa detalhado, dados técnicos, e quem são os concessionários. Apesar das estatísticas impecáveis, não havia a informação que eu procurava: Qual seria o prazo das concessões? O que fazem ao término? Qual o nível de legislação sobre o assunto? Dada a disponibilidade de um e-mail pessoal (uma raridade aqui) consultei o Dr. Douglas Hall, gerente responsável pelo documento. Expus o que estava ocorrendo no Brasil e indaguei sobre a forma americana de atuar.
Dr. Hall manifestou grande espanto ao saber que, na concessão de potenciais hidroelétricos no Brasil há uma exigência constitucional de licitação. Lá, há também o prazo de 30 anos, mas não existe extinção por tempo e muito menos a constituição trata disso. A possibilidade de um concessionário perder a licença é o descumprimento do contrato ou a ocorrência de uma falha grave. Quem julga a questão é o FERC (Federal Energy Regulatory Comission). Vejam as diferenças:
1. Concedida a licença, sobretudo para quem construiu a usina, o estado americano não vê sentido em licitá-la para outro empresário. Se o contrato é satisfeito, não há porque se arriscar a trocar de responsável. A concessão é um pacto firmado e nada tem a ver com prazos.
2. A amortização de ativos, vantagem a ser capturada pelo consumidor é um tema contábil, e, se auditado e autorizado pelo poder concedente, não pode ser alterado. Independe de prazos, até porque ativos podem ser amortizados antecipadamente.
3. A ocorrência de falhas pode determinar a cassação. A situação é bem diferente dos nossos exemplos de concessionários de outros setores com longo histórico de falhas sem grandes conseqüências.
Explicam-se as tarifas mais baixas em estados que possuem percentuais significativos de hidroeletricidade. A América adota o regime de custo do serviço, o mesmo que abdicamos em 1995, para entrar de cabeça no modismo da década de 90. Preferimos o exemplo dos países europeus, apesar da nossa matriz radicalmente distinta.
Isso nos leva à saga da tarifa brasileira, que subiu 76% acima da inflação em 16 anos. Mas, quais são os componentes da nossa tarifa? Segundo a ANEEL, em 2011, a estrutura percentual de uma fatura média era: Energia (kWh) – 31%, Transmissão – 5,7%, Distribuição – 26,5%, Encargos – 10,9%, Impostos – 25,9%. Se alguém estranha o percentual mais baixo dos impostos, lembro que é uma média, onde estados cobram distintas alíquotas de ICMS e dão isenções para baixas faixas de consumo.
Numa primeira visão, para reduzir a fatura, o melhor seria atacar a maior componente. Assim, haveria sentido em intervir no preço da geração. Mas, que tal olhar essa mesma proporção em outros países? Alguns exemplos[2]: Reino Unido 74%, Estados Unidos 58%, Itália 47%, Irlanda 55%, Espanha 44%, Polônia 42%, Áustria 42%, Holanda 42%. Ora, pela amostra, atuar sobre esta parcela teria muito mais efeito nesses países do que aqui. A Suécia e a Noruega também têm proporção similar à brasileira, mas lá a tarifa não dobrou de valor em 16 anos.
A parcela “kWh” não é nosso problema. Os Estados Unidos avaliam em US$ 80/MWh o preço da energia de novas hidroelétricas[3]. S. Antônio, Jirau, Teles Pires e B. Monte não servem para estabelecer um preço de mercado, pois são projetos repletos de subsídios. Mas, temos conseguido US$ 60/MWh em diversos outros casos (Serra do Facão, Chapecó e Estreito). Estamos “bem na foto” porque parte dos custos de amortização já tinham sido reduzidos antes de 1995. A FIESP nunca teve razão na sua campanha.
A obsessão por baixar preços sem diagnóstico está ameaçando muito mais do que a Eletrobrás. As usinas hidroelétricas mais antigas serão as vítimas, pois terão que operar com “tarifas” de operação e manutenção que chegam a 1/3 dos exemplos americanos3. As conseqüências virão depois.
Fugindo do diagnóstico e dos próprios erros, a “idéia fixa” governamental vai avançando sobre outras atividades. Há indícios de que ela atingiu também a operação do sistema, por mais que autoridades neguem. É verdade que a hidrologia do nordeste tem sido baixa, mas, considerando o sistema interligado, não se pode reclamar de S. Pedro. Nos últimos quatro anos, apenas 2012 ficou abaixo da média (80%). Os três anteriores chegaram a exceder em 30%! Como nosso sistema é capaz de armazenar o equivalente a cinco meses de consumo, tudo se resume a gestão de um estoque de longo prazo com a ajuda das térmicas. Como elas são caras e seu custo “corre por fora” da tarifa, a obsessão barateadora adia seu uso.
Em fevereiro de 2012, a hidrologia já estava ruim e continuou mal o resto do ano. No entanto, surpresa! A geração térmica chegou a ser reduzida de maio a agosto, e, de repente, após o anúncio da medida provisória em setembro, as térmicas foram despachadas no máximo gerando as despesas bilionárias a serem cobertas pelo tesouro. Coincidência?
Se não se usa térmicas, usa-se água. Como nosso sistema tem memória de elefante, as térmicas ausentes em 2012 são as turbinas paradas no Rio S. Francisco em 2013, tentando encher o “vazio” de 2012. Com pouca reserva não havia como as hidrelétricas reagirem ao apagão de 28 de agosto.
Gastos bilionários em combustíveis sem desgraças hidrológicas mandam-nos o recado que faltam usinas. Só não vê quem não quer. Idéia fixa, alvo errado, reservatório esvaziado, apagão facilitado.
[1] Diretor do ILUMINA – Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico.
[2] Fonte: Energy Prices Statistics – Eurostat -2012 e EIA – Annual Energy Outlook 2012.
[3] Levelized Costs of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2012 – U. S. Energy Information Administration
