É hora de agir ou Modelo do setor elétrico está esgotado – Artigo

Luiz Alfredo Salomão

Faltam apenas cerca de 70 dias para que se encerre a chamada estação seca da Região Sudeste/Centro-Oeste, em que se observam regimes de chuvas muito parecidos entre si, mas diversos daqueles obedecidos pelas Regiões Sul, Norte e Nordeste. A partir de 1º de dezembro, começa a estação úmida daquela Região que concentra as hidrelétricas com reservatórios de maior capacidade de armazenamento de água ─ vale dizer, de energia ─ do país ( 70% do total).

A situação atual de enchimento dos reservatórios das diferentes regiões é preocupante. De acordo com os dados do ONS-Operador Nacional do Sistema, os reservatórios da Região SE/CO estavam, agora em 16 de setembro, com 34,3% de sua capacidade máxima, enquanto os das demais Regiões apresentavam as seguintes situações: Sul, com 70,4%, Norte, com 50,9% e Nordeste, com 16,0%. A média nacional de enchimento é praticamente a mesma das Regiões Sudeste/Centro-Oeste: 34,4%.

A situação mais grave é a do Nordeste, em que as usinas do São Francisco que têm os maiores reservatórios: Sobradinho (10,4%), Itaparica (11,8%) e Três Marias (24,8%) chegarão a dezembro próximo em situação crítica, demandando assim a transferência de grandes blocos de energia do Sudeste e do Norte para abastecer os consumidores nordestinos. Como o Sudeste /Centro Oeste está também com reservas de água baixas, o socorro terá de vir das hidrelétricas do Sul e especialmente das termelétricas espalhadas Brasil afora..

Em que grau isso vai ocorrer, dependerá essencialmente de como se comportarão em realidade as chuvas nos próximos meses. As previsões meteorológicas de médio prazo têm sido contrariadas na prática por conta de fenômenos climáticos, como El Niño, que não correspondeu às expectativas em termos das chuvas esperadas para a Região Sul no final de 2014/início de 2015, mas tem feito chover bastante nesse início de primavera.

É evidente que os técnicos do setor estão preocupados e tensos com a possibilidade de se repetir no final de 2015-começo de 2016 o que ocorreu em igual período imediatamente anterior. As autoridades do Governo, no entanto, refletem uma falsa tranquilidade, afirmando que “é zero o risco de racionamento no próximo verão”, confiantes em que a recessão econômica vai derrubar a demanda de energia elétrica.

Ora, os níveis dos reservatórios não deixam dúvidas de que as termelétricas mais caras, desligadas recentemente, terão de ser religadas mais adiante, com o agravamento da bandeira vermelha tarifária. Ainda que o racionamento seja improvável, a nova elevação das tarifas é quase certa. O esconjuro do Governo em relação ao racionamento, ao eufemismo da “racionalização do consumo” e a campanhas públicas pela economia de energia, não vai evitar o mau humor dos brasileiros com tarifas de energia elétrica mais altas pressionando o orçamento das famílias.

O Governo já deveria estar esclarecendo a população acerca das dificuldades hídricas e pedindo que os consumidores poupassem energia, assim como em muitas cidades já estão poupando a água de abastecimento.

Da mesma forma, ações governamentais já deveriam estar sendo tomadas para estimular as distribuidoras a reduzir drasticamente suas absurdas perdas técnicas e comerciais, cujo ressarcimento pelos consumidores também onera as contas de energia.

Mas não basta chover muito nas bacias onde há aproveitamentos hidrelétricos, reduzir as perdas da distribuição e alertar os consumidores sobre as dificuldades e pedir-lhes que poupem eletricidade. É inadiável que o Governo e o Congresso iniciem a discussão da reforma do modelo do Setor Elétrico brasileiro. É evidente que o modelo criado em 1995, no governo FHC, e aprofundado pelo Governo Lula, em 2005, para ser remendado pela Presidenta Dilma, em 2012 e 2015, está esgotado do ponto de vista institucional e econômico-financeiro.

Isso é patente: as geradoras de energia elétrica estão inadimplentes no mercado de curto prazo, pois não pagam a energia que foram obrigadas a adquirir em função dos preços absurdos que lhes estão sendo cobrados, o famigerado PLD; as distribuidoras, por sua vez, estão fortemente endividadas desde 2014, por conta do aumento do preço da energia comprada que não pode ser totalmente repassada aos consumidores, naquele momento, mas que o será na hora de ressarcir os empréstimos feitos pelo Tesouro Nacional e pelos  bancos privados a pedido do Governo; o Tesouro, que socorreu as empresas em 2014/15, à custa de seu próprio maior endividamento, não tem mais condições de fazê-lo em tempos de ajuste fiscal; os consumidores estão indignados com o Governo Dilma, porque estão pagando acima de 50% a mais pela eletricidade que consomem e ameaçados de novos aumentos na tarifa.

Além da MP 579/12 (convertida na Lei 12.873/13), execrada unanimemente,  novos remendos vêm sendo feitos, como e a MP 688/15, recém-editada, mas, como sempre, eles atacam os sintomas e não as causas, resolvendo os problemas do curto prazo ─ como a rebelião das geradoras inadimplentes que entraram na Justiça para não pagar ─, mas criando novos problemas para o futuro.

É preciso preservar os avanços dos últimos 20 anos, como o engajamento do capital privado na infraestrutura elétrica, mas agir rapidamente em relação aos graves problemas cridos nesse período.

O primeiro, é de ordem institucional, pois o modelo do custo marginal, também chamado de modelo mercantil, adotado no Brasil, em 1995, poderia ser apropriado para o sistema elétrico do Reino Unido, essencialmente térmico, mas não para o Sistema Elétrico Brasileiro, hidrotérmico, mas com grande predominância da componente hidrelétrica. Essa componente era de 90% do total da energia elétrica gerada, em 1994/5, reduzindo-se hoje para 75%, em média, nos últimos anos. Mas foi de apenas  63%, no ano crítico de 2014.

Toda a legislação foi modificada em função daquela mudança e, além disso, produziu-se farta regulação infralegal para normatizar o setor: fazer concessões, planejar a expansão, operar o sistema integrado nacional, estabelecer tarifas, negociar compra e venda de energia no mercado de curto prazo, etc.

Acontece que as características físicas e elétricas do Sistema Integrado Nacional (SIN) de energia elétrica não permitem a aplicação direta do modelo britânico e, por conseguinte, foram feitas adaptações e interpretações forçadas que são responsáveis, em grande parte, pelas distorções e pela grave situação que a indústria de serviços de eletricidade atravessa.

Focaliza-se aqui apenas a principal adaptação forçada que é responsável por erros e desvios que vêm ocorrendo há 20 anos, mas que não eram percebidos porque o Brasil possuía reservatórios plurianuais capazes de acumular água em tal volume que poderíamos suprir o mercado (a carga total) operando as hidrelétricas por até 4 anos (48 meses), ainda que não chovesse nesse longo período. Se a operação das hidrelétricas fosse inadequada em relação ao ano hidrológico os gastos excessivos de água não seriam percebidos, pois seriam absorvidos pelas grandes sobras existentes. Mas a carga cresceu muito nas duas últimas décadas (3,3% a.a.), sem que a capacidade de armazenamento de energia sob a forma de água acompanhasse tal evolução.

Só em 2001/02, quando a capacidade de reserva de água em relação à carga já não era tão grande quanto antes, houve a crise de abastecimento, o “apagão”, que se tornou uma das marcas registradas do governo FHC. Mas as interpretações feitas pelos técnicos naquela altura não identificaram bem a raiz do problema. Obviamente, a falta de capacidade de reserva de geração térmica e a insuficiência de capacidade de transmissão de grandes blocos de energia do Sul para o Sudeste, ressaltaram como causas principais daquela crise. Mascararam, porém, um outro fator: os modelos matemáticos empregados para orientar a operação determinavam a produção hidrelétrica acima do que seria seguro para o volume de água disponível.

Agora, no período 2012-15, quando a capacidade de reserva máxima de água equivale a apenas cerca de 5 meses de carga, sem chuvas, é que se evidencia a insuficiência dos modelos matemáticos aplicados para orientar a operação, os quais foram corrigidos de algumas insuficiências, mas precisam continuar sendo aperfeiçoados.

Porém, o verdadeiro X da questão é o uso destes mesmos modelos matemáticos (NEWAVE e DECOMP, desenvolvidos pela ELETROBRAS/CEPEL e homologados pela ANEEL para orientar a operação do SIN pelo ONS) para definir o custo marginal “médio” de geração, o Preço de Liquidação das Diferenças que arbitra o valor das compras e vendas de energia no mercado a curto prazo (spot).

Quando os consultores britânicos da Coopers&Lybrand propuseram, no início do Governo FHC, a ideia do Brasil adotar o modelo do custo marginal (CM), através do qual a energia elétrica passa a ser considerada uma commodity, como no Reino Unido, eles não sabiam como determinar o valor do custo marginal no sistema elétrico brasileiro. O que é trivial de apurar no sistema majoritariamente térmico britânico, aqui é impossível, pois não se sabe com certeza qual o CM de uma hidrelétrica com reservatório e, muito menos, num sistema interligado de quase duas centenas de usinas daquele tipo.

O que existe desde o início dos anos 1990, são cálculos simulados do CMO, com base em projeções estatísticas para diferentes hipóteses sobre as chuvas futuras nas várias regiões, que é o que determina as afluências de água nas turbinas das usinas, além de levar em conta a situação atual dos reservatórios, a entrada em operação no futuro de novas usinas (térmicas e hidráulicas) em construção e ainda “árvores de decisão” sobre aquelas afluências simuladas “para a frente” (forward) e “para trás” (backward).

Isso pode ser muito necessário para orientar a operação. Mas fixar os preços da energia com base nessa estimativa estatística, como se fosse o verdadeiro CM é um absurdo econômico, que os consultores britânicos endossaram e convenceram os brasileiros que essa era a adaptação necessária para aplicar o modelo deles no Brasil.

O cálculo do CM é uma jabuticaba, isto é, só existe no Brasil e está exaurindo financeiramente os consumidores de todas as classes, assim como as geradoras e distribuidoras, nos períodos de escassez de água nos reservatórios, quando o PLD sobe a cifras absurdas. Nas fases em que há excesso de água nos reservatórios, ao contrário, o PLD cai a níveis baixíssimos, prejudicando aqueles que venderam energia no spot e querem receber por ela. Reconhecendo esse risco, o governo estabeleceu limites superior e inferior para o PLD de modo a proteger os agentes que estão em posições a descoberto. Um verdadeiro absurdo num mercado que se pretende de livre contratação.

Ou seja, o governo intervém com outro remendo artificial, o tabelamento do PLD, ao invés de buscar criar institucionalmente condições para o confronto entre compradores e ofertantes de energia ainda não satisfeitos, a cada período, e deixar que determinem o preço de equilíbrio para a liquidação de suas operações de compra e venda. Isso pode ser feito, por exemplo, através de leilões eletrônicos reversos.  Esse seria a receita marginal para os vendedores e o custo marginal para o compradores.

 Enfim, a energia elétrica no Brasil não está sendo tratada ─ como era pretendido ─ como uma commodity, cujo preço deveria ser determinado pelo cotejo entre Demanda e Oferta, como na Inglaterra, no Chile e em muitos países que adotam esse modelo de forma coerente.

Aqui o jogo foi substituído pelo valor essa variável estatística, o CMO, cujo cálculo depende de hipóteses sobre as chuvas futuras, além de outras hipóteses subjetivas (risco do déficit, taxa de desconto, etc.). É ele que serve como referência para o preço da energia, entre outros casos, na liquidação dos contratos de curto prazo, para o cálculo das tarifas de distribuidoras que tiveram de se socorrer do mercado spot para comprar energia, para orientar o planejamento da expansão do parque gerador nacional (relação custo-benefício), bem como para a tomada de decisões dos industriais que são consumidores livres, do tipo: “é melhor minha fábrica produzir bens para o mercado ou paralisar suas linhas de produção, para ter sobras de energia contratada e vendê-las a outras indústrias e distribuidoras?”.

Há hoje um grupo considerável de investidores que compram e vendem energia, as “comercializadoras”, não para atender ao mercado de consumidores e vendedores, mas sim para servirem-se dele em suas operações especulativas. Para elas, o importante é saber o que vai resultar dos cálculos do ONS e da CCEE para determinar o PLD.

Está na hora do Governo parar de remendar o modelo do Custo Marginal, ou Mercantil, através de novas medidas provisórias que equacionam um problema a curto prazo, mas criam vários outros a médio e longo prazos.

O que precisa fazer é dar início às discussões com as concessionárias, os especialistas e a academia para mudar o modelo que nos transformou de país competitivo para a instalação de indústrias eletro-intensivas em um dos países recordistas de energia elétrica mais cara do mundo.

Luiz Alfredo Salomão é engenheiro-eletricista e diretor da Escola de Políticas Públicas e Gestão Governamental

Share on Facebook

Tweet