A falsa eficiência de um dissimulado mercado – Artigo e Evidências.

Roberto Pereira D’Araujo (*)

Assim como deixamos acontecer o crescimento das favelas nas periferias das cidades, assim como não investimos pesado na educação causando o crescimento de analfabetos funcionais, assim como assistimos passivamente a poluição de rios, praias, ruas e parques, assim como vemos cidadãos morrendo em filas de hospitais, assim como somos meros espectadores do crescimento da violência, assim como votamos na mesma classe política há décadas no poder, também aceitamos a implantação de um modelo no nosso setor elétrico, que, além de explodir as tarifas, vem destruindo a Eletrobras, uma das poucas áreas do estado que funcionou com eficiência.

O ridículo de tudo isso é que o projeto do governo querendo privatizar a Eletrobras às pressas, contém sua própria incoerência, pois foi exatamente o falso mercantilismo e a pífia performance do setor privado os vírus que a estão destruindo.

Infelizmente, parece que vai ser fácil enganar a sociedade brasileira. Agravando essa atávica complacência, também não nos aprofundamos em nenhuma questão que se mostre complexa. Com raras exceções, a imprensa, mesmo a especializada, apresenta apenas superficialmente os problemas.

No caso do setor elétrico brasileiro, quem não se esforçar para compreender o que está por trás das nossas vergonhosas tarifas crescentes, nunca vai entender nada. Vale a pena lembrar Einstein que dizia:

“Any intelligent fool can make things bigger and more complex… It takes a touch of genius — and a lot of courage to move in the opposite direction.”

No caso do setor elétrico brasileiro, nós estamos perante esse “intelligent fool”.

Mas onde está a raiz de todas as distorções que estamos assistindo inertes há 23 anos? Será mesmo que é tão difícil de entender?

Quem estiver com preguiça pode parar por aqui e considerar apenas o que sempre dissemos:

O modelo de mercado de energia elétrica brasileiro está cheio de deformidades que geraram instabilidades e vantagens indevidas. Copiamos realidades totalmente diversas das nossas e estamos colhendo as consequências. Quando uns pagam muito pouco, outros pagam muito. O setor privado é viciado em estado. Tarifa alta e Eletrobras destruída é simplesmente o resultado dessa combinação.

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Agora, quem quiser fazer um esforço para compreender, é só continuar:

• O Brasil tem quase 70% da sua capacidade de geração em hidroelétricas.
• A hidrologia de climas tropicais é muito variável e, no nosso grande território, diversificada.
• Quando a economia brasileira não está em recessão como a atual, precisamos aumentar a oferta em ~ 2000 MW médios a cada ano para não termos crise de suprimento. Apenas 4 usinas como Furnas!!
• A hidrologia brasileira é tão mutável que, em anos úmidos, o mesmo parque instalado hidroelétrico (sem nova usina) é capaz de gerar esses 2.000 MW médios adicionais.
• Essa característica típica pode criar a “ilusão” de estarmos em equilíbrio de oferta e demanda.
• Portanto, para ter um critério que possa nos livrar da armadilha de confundir o conjuntural com o estrutural, precisamos de analisar o futuro com base em uma diversidade de hidrologias.
• O critério vigente propõe simular a operação do sistema de tal maneira que o custo da operar não fique superior ao custo de construir novas usinas. Quando esse custo médio ultrapassar o custo de uma nova usina, construa-se uma. Bastante razoável.
• Isso é feito com base no histórico de afluências estendido por um modelo para 2.000 anos de afluências (**).

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• Isso entendido, o que é o custo de operação do sistema?
• O Operador Nacional do Sistema faz uma análise da evolução do consumo e da oferta, simula a operação e decide a parcela de responsabilidade de cada usina no atendimento ao consumo. Isso é possível através do Custo Marginal de Operação de cada mês. Esse é o famoso CMO, um “preço” do operador.
• São Pedro de mau humor? CMO alto, precisa de geração térmica. Hidrologia favorável? CMO baixo, térmicas desligadas. Não é tão complicado.
• A hidrologia, dependente do clima tropical, é incerta. Portanto, esse CMO é uma variável aleatória.
• Qualquer variável aleatória tem uma distribuição de frequência ou de probabilidades.
• Quando se simula o sistema com os 2.000 anos de afluências, a distribuição dos CMOs anuais é a que está no gráfico a seguir.

• O valor de todos os CMO’s possíveis se estende muito acima dos R$ 626/MWh, mas para mostrar o que precisamos entender, bastam esses valores.
• Para deixar bem claro o que significa essa curva, por exemplo, um CMO anual médio de R$ 50/MWh ocorreu 140 vezes nessa amostra de simulação da operação com os 2.000 anos. Um CMO anual médio de R$ 330 ocorreu 7 vezes.
• A Barra vermelha, por incrível que pareça é a média dos CMO’s e está no entorno de R$ 120/MWh, aproximadamente o custo médio de construir uma nova usina.
• Ou seja, segundo o critério vigente, esse sistema está “equilibrado” em termos de oferta e demanda. Isso quer dizer que com as usinas simuladas (térmicas, hídricas e eólicas), há equilíbrio.
• Pode parecer estranho que a barra vermelha seja a média, mas basta entender que um custo de R$ 600/MWh ocorrendo uma vez só é “equilibrado” com 12 ocorrências de R$ 50/MWh.
• O que é importante mostrar é que nessa condição de equilíbrio, 70% dos CMOs estão abaixo da média (barras azuis).
• Em resumo: A característica física do sistema hidrotérmico brasileiro impõe que, para estar equilibrado, na maioria do tempo o CMO está abaixo da média. Isso não é nem contestável e nem desconhecido dos técnicos do setor. É simplesmente uma análise dos dados. 

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Quem achou muito intricado, pode parar de ler, pois o modelo imposto ao Brasil se caracteriza por complexidade e ainda há outra sigla a ser compreendida, o PLD (Preço de Liquidação de Diferenças).

• Nos sistemas de base térmica, usinas vendem a energia que geram. Queima Combustível –> Gera Energia –> Vende a quantidade gerada.
• Isso não é totalmente verdade em sistemas que contam com parcelas significativas com fontes primárias advindas da natureza, pois há uma incerteza na quantidade gerada por essas fontes.
• Por exemplo, no caso brasileiro, justamente pela variabilidade da hidrologia, por que gerar energia térmica mais cara quando as hidráulicas podem gerar em seu lugar?
• Esse desacoplamento entre comércio e geração se agrava quando o modelo comercial impõe que as fontes entrem em competição por quantidade de kWh.
• Assim, a venda não corresponde à energia efetivamente gerada e se cria uma diferença entre o que é considerado uma “oferta virtual” e quem realmente gera essa oferta. Esse é o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).
• Qualquer um imaginaria que essa diferença seria negociada entre a “oferta virtual” e a usina geradora, certo? Não no Brasil!
• Aqui, por termos tentado imitar um sistema térmico atribuindo um valor de energia fixo a cada usina, criou-se o direito a liquidação da não geração pelo PLD.
• Complicado? Um exemplo. Uma usina térmica não é despachada pelo operador, mas é contabilizada como parte da oferta. Ela tem o direito de pagar PLD pela energia gerada por outra fonte (geralmente hidráulicas). Bizarro? Mas é isso o que está implantado no Brasil!!

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• E como se comportou o PLD? É só dar uma olhada no gráfico a seguir, onde o PLD é a linha vermelha e o CMO é a linha azul.

• Existem diferenças com o CMO? A única significativa é a do período 2014 – 2015 onde o PLD ganhou um limite de R$ 822 que depois foi reduzido para R$ 380. Uma intervenção externa.
• Por 23 anos o PLD simplesmente replicou o CMO, sendo que de 2002 até 2012 o PLD foi extremamente baixo.

E ai chegamos a nossa primeira grande conclusão:

Do modo como está construído, o mercado livre brasileiro proporcionou, por 10 anos, a liquidação de energia entre fontes que não geram e as que geram por um preço de referência extremamente baixo. Se, na construção do modelo, o viés de preços baixos, demonstrado acima, é capturado por um grupo de consumidores, está plantada a destruição do equilíbrio, pois quem faria contratos de longo prazo quando é possível se aproveitar das vantagens dessa singularidade?

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Os agentes que estão nesse mercado dirão que os PLDs não são os preços praticados. O ILUMINA pergunta: Então, quais são esses preços? Por que não revelar? Por que reclamar só quando estão altos?

• E o que acontece quando um mercado, ao invés de ter um preço genuíno de trocas, tem o viés de replicar o CMO do operador que nada tem a ver com questões comerciais?
• Surge um natural incentivo à não fazer contratos de longo prazo, pois, quem conhece como funciona o sistema sabe que, estando em equilíbrio estrutural, a probabilidade de preços baixos de PLD é significativa.
• Claro que podem ocorrer PLDs altos em função de hidrologias ruins, mas, se o sistema está em equilíbrio, a probabilidade é menor.

E como é medido o equilíbrio estrutural? Através de um certificado de garantia emitido pelo modelo matemático que simula a operação. O sistema como um todo tem uma Garantia Física de todas as usinas e isso pode ser comparado com a geração total, que equivale a menos de perdas, ao consumo total do sistema.

O gráfico abaixo mostra exatamente a evolução da garantia total (oferta, linha vermelha) e o consumo (demanda, linha azul).

• O trecho A (2004 – 2008) é o pós racionamento. A carga havia se reduzido em 15% em relação à tendência anterior.
• Portanto, tínhamos uma sobra estrutural que durou até 2008.

• De 2009 até 2012 o trecho é o que o marcado B. Reparar que a carga encosta na garantia e até a ultrapassa em certos meses.
• Em termos estruturais, caso ocorresse uma hidrologia desfavorável, poderíamos ter um racionamento.
• Mas, compensando o “aperto” na garantia, os anos 2009, 2010, 2011 registraram hidrologias excepcionais.

• Portanto, por exclusiva ação da hidrologia, o risco ficou ocluso. Essa é uma condição que só ocorre em sistemas de base hidrológica com grandes variações nas afluências. Preços baixos com déficit estrutural!! Vejam o desacoplamento de preço e oferta que é a base do sistema mercantil!!

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• Mas o governo sabia o que estava ocorrendo e, para tentar reverter a situação, criou os leilões de energia de reserva em 2008 com a contratação de usinas que entram como encargo, e de 2008 até 2016, somaram R$ 155 bilhões.
• As usinas contratadas como reserva não são contabilizadas como garantia física justamente para compensar a fragilidade do critério de garantia, que, em função de alterações na metodologia da operação, já deveriam ter sido reavaliadas para baixo.
• Além disso, também em 2008, foi feito um leilão aberto a todas as formas de geração onde foram contratadas térmicas muito caras (óleo e diesel).
• Também nesse esforço de ampliação da oferta foram criadas as SPE’s com a Eletrobras, que carecem de transparência e, na sua maioria, foram um mau negócio para a Eletrobras.
• Do lado do mercado livre, os níveis do PLD (emulando o custo marginal de operação) permaneciam muito baixos, como mostra o gráfico a seguir, onde a linha azul é o preço do MWh para o setor residencial, plotado como referência.

• O único “pico” de preço ocorreu no curto período onde a Bolívia cortou o fornecimento de gás para o Brasil e térmicas da Petrobras não tinham o combustível que justificasse a sua garantia física.
• Portanto, excluída essa anomalia, o mercado livre pode se aproveitar de energia barata por 10 anos.
• O período 2009 – início de 2012 mostra uma singularidade do sistema brasileiro. Déficit estrutural e, mesmo assim, preços baixos no mercado livre!!
• O período C (2014 – 2018) mostra uma impressionante estagnação do crescimento da carga e um aumento contínuo da oferta pela garantia física.
• De certo modo o período C é reverso do B e com situações de preços no mercado livre ainda mais surpreendentes, pois apesar do excesso de oferta, o PLD apresenta valores elevados.
• Nesse período houve mais uma intervenção externa que alterou a formação de preços ao mudar o valor máximo de R$ 822/MWh para R$ 388/MWh.

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Conclusão:

O que se tenta mostrar é que o que ocorreu no período A e B têm efeito sobre o período C e, portanto, nas elevadas tarifas atuais. O baixo nível de alavancagem de novas usinas no mercado livre provocou diversas políticas atabalhoadas e caras. Dentre elas, a mudança brusca da matriz no sentido da termoeletricidade de preço muito superior aos das usinas hídricas e eólicas. Essa característica de custos altos acaba por exigir mais despacho hídrico até que o CMO atinja os custos dessas usinas.

Não há como tapar o sol com a peneira. Nenhum país consegue suprir energia sem muitas instabilidades quando 27% dos consumidores são clientes de um mercado onde as vantagens de sobra de energia ou de hidrologia exuberante são sua exclusividade. Foram 10 anos onde o mercado cativo e políticas atabalhoadas sustentaram esse peso extra!

Resumindo, um bizarro mercado livre que avançou para quase 30% do consumo sem garantir o respectivo suprimento é parte significativa da elevação de custos para o resto dos consumidores e da fragilização financeira da Eletrobras.

Vamos esperar para ver o que a nossa complacente sociedade irá fazer com essa triste realidade.

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(*) Diretor do ILUMINA.

(**) O histórico de afluências só tem 80 anos. Portanto, só há 80 amostras de cada mês. Dada a variabilidade da nossa hidrologia, isso é muito pouco, pois qualquer medida perde significância estatística. Um modelo hidrológico estendeu a série para 2.000 anos de modo a que parâmetros possam ter mais confiança. Foi um método que atendeu dois objetivos: Corrigir inconsistências dos registros e prover uma base amostral maior.