Repactuando o risco hidrológico

CASTRO, Nivalde de; BRANDÃO, Roberto. “Repactuando o risco hidrológico”. Valor Econômico. São Paulo, 29 de setembro de 2015.

Comentário:

Atenção jornal Valor! O texto do artigo não foi retirado do jornal. É oriundo do IFE-UFRJ. http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/ifes/IFE3951.html#reg2

Há mais improvisos na regulamentação do setor elétrico brasileiro do que no solo de um músico de jazz.

Como já enfatizamos diversas vezes, o nível de diálogo com as autoridades do setor, que a cada dia inventam uma novidade regulatória, é nulo. Em recente seminário na COPPE onde foram convidados representantes do governo (que, evidentemente, não compareceram) tornamos claro que o que precisa ser repactuado é o modelo do setor na sua totalidade. O “risco hidrológico” é apenas mais um defeito desse modelo incompatível com a realidade física do sistema.

Secas severas já ocorreram inúmeras vezes no histórico e fazem parte da base de dados da operação e do planejamento. Portanto, não é apenas ela que provoca a crise financeira. Sem a ajuda de erros de gestão a situação não seria tão grave.

Apenas como exemplo da espécie de “armadura” que estamos metidos, o Rio São Francisco apresenta afluências médias decrescentes desde a década de 80! Repetindo: Há 35 anos o rio avisa que há algo ocorrendo que faz com que os dados históricos percam a segurança. Apesar disso, o modelo adotado define “garantias físicas” imutáveis que não são revistas a menos de números insignificantes. Para “quebrar o galho” dessa ridícula tentativa de mimetizar sistema de base térmica, inventaram um encargo de energia de reserva que, pelo nome, já mostra que as “garantias” não são garantidas além de não serem físicas. O caso do Rio S. Francisco é apenas um exemplo desse grave problema.

A proposta da MP 688 citada no artigo é mais um desastre que desabará sobre os consumidores brasileiros. Como se não bastasse a inusitada decisão de obrigar os consumidores a tomar empréstimos bancários para pagar as contas bilionárias com juros até 2021, o governo conseguiu transformar um custo de operação decorrente do desastrado modelo em mais uma mudança regulatória. Além de confundir investidores, é mais uma conta que será paga pelos consumidores.

A situação atual é tão absurda e tão reveladora dos erros de gestão e modelagem que basta dizer que às vésperas dessa crise de déficit hidrológico tivemos o maior saldo hidrológico que se tem registro. De 2009 a 2011 as hidráulicas geraram 150 TWh acima de sua garantia física. Entretanto, quando isso ocorre, o consumidor cativo fica fora da festa que só ocorre no mercado livre. Como exemplo, em 2011, muitos MWh foram liquidados por R$ 12. Coincidentemente, nesse ano, quase 30% da energia comercializada “girou” em “contratos” mensais. Até hoje nenhuma autoridade ou especialista desconfiou da relação desse fenômeno com a desgraça atual.

Lendo o artigo, podemos ver que estamos caminhando para um sistema de “apartheid” de hidroelétricas.

Há o grupo da Eletrobrás, que praticamente “doa” energia por menos de US$ 4/MWh, recorde mundial, mas joga o risco para o consumidor.  Para essas, o discurso era de que “o povo já tinha pago”

Há o grupo das fugitivas da MP 579 que jogaram segundo as regras vigentes e faturaram bilhões no mercado livre, mesmo com déficit hidrológico. Para essas, o discurso era “usinas da oposição”

Há as outras usinas que assistem a tudo bastante apreensivas sobre que tipo de usinas elas serão no futuro.

Sobre o artigo abaixo, discordamos apenas da afirmação “setor não estava preparado para lidar com os fluxos bilionários ligados ao uso intenso de termoelétricas”. Na opinião do ILUMINA, sempre soubemos que tal situação poderia ocorrer. Qualquer técnico do setor sabe que com a formação de preços baseada num custo de oportunidade do operador, esse desequilíbrio iria ocorrer.

Desde 2013 uma seca severa afeta o setor elétrico brasileiro provocando uma crise financeira com acúmulo de obrigações em volumes inéditos relacionadas ao custo de curto prazo de energia. Para preservar a solvência financeira do sistema o governo adotou uma série de inovações regulatórias.

Inicialmente as distribuidoras ficaram sem caixa para pagar os altíssimos preços no spot. As contas bilionárias na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) foram cobertas pelo Tesouro Nacional e, em fase posterior, com empréstimos de R$ 21 bilhões via CCEE, securitizando os aumentos futuros da conta luz. Para 2015 a Aneel promoveu mudança no preço spot (PLD), reduzindo o volume financeiro das transações na CCEE. Em janeiro de 2015 foram introduzidas as “bandeiras tarifárias”, repassando a cada mês (e não mais uma vez ao ano) os custos efetivos da energia para os consumidores.

O novo capítulo da crise é o déficit de geração das usinas hidroelétricas. Com a seca o operador do sistema (ONS) restringiu a geração hídrica, levando as hidroelétricas a gerarem menos do que a energia vendida em contratos. Elas são com isso obrigadas a comprar energia no spot a preços elevados. Por meio da Medida Provisória 688 o governo propôs a repactuação do risco hidrológico, criando mecanismos para reduzir o risco dos geradores.

O fato determinante da MP é a paralisia das liquidações da CCEE. Geradores obtiveram liminares na Justiça suspendendo compromissos financeiros relacionados ao déficit de geração. A guerra de liminares determinou na liquidação de agosto uma inadimplência de R$ 1,4 bilhão, representando 47,2% do volume contabilizado na CCEE. Por prevenção, a Aneel adiou a liquidação de setembro (o mesmo podendo acontecer em outubro) e abriu Audiência Pública para regulamentar a proposta do governo.

A solução proposta pela MP 688 é complexa. Cada agente deve manifestar individualmente o interesse em repactuar o risco hidrológico. E o destravamento do mercado só será obtido se a grande maioria dos geradores aceitar a proposta do governo e retirar os questionamentos judiciais. Para aumentar a complicação, cada usina tem situação distinta, como veremos a seguir.

O primeiro caso é das usinas em operação com contratos com as distribuidoras. A solução proposta é muito vantajosa, pois o risco hidrológico é transferido para os consumidores, que passam a arcar com os déficits de geração e usufruir de eventuais superávits. A contrapartida dos geradores hídricos para a transferência de risco é a concessão de um desconto (a proposta da Aneel é de 10% do contrato para 2015 e R$ 6,90/MWh para os anos seguintes) no preço da energia já contratada.

Mas como a transferência do risco retroage a janeiro de 2015, o gerador hídrico, que nesse ano pagou o déficit de geração, estará inicialmente em posição credora em relação aos consumidores. Os descontos nos contratos com as distribuidoras serão de início debitados contra os créditos dos geradores de forma que a redução nas contas de luz só vai ocorrer após vários anos.

Além de transferir o risco hidrológico para o consumidor, a MP também tira do gerador as perdas derivadas de eventuais reduções da garantia física, que é o volume de energia que efetivamente pode ser vendido em contratos, definido pelo MME e revisto periodicamente.

Para usinas com contratos com as distribuidoras, mas que ainda não entraram em operação, como Belo Monte e Teles Pires, a situação não é tão favorável, pois não haverá crédito algum relativo a 2015 e o desconto no contrato implicará redução imediata de receita. Mas elas ficam sem risco futuro de déficits de geração e de revisões de garantia física, o que não deixa de ser vantajoso.

Já para os geradores hídricos que vendem no mercado livre, a opção para reduzir o risco hidrológico é assumir a responsabilidade pela energia de reserva. A energia de reserva são usinas (sobretudo eólicas) contratadas em leilões regulados como reforço para o sistema e que atualmente são custeadas pelos consumidores.

Assumindo estas usinas, os geradores hídricos contarão com mais energia, que ajudará a compensar eventuais déficits de geração. A solução para o mercado livre também retroage a janeiro de 2015, mas o crédito será aqui convertido em uma extensão da outorga ao final da concessão.

Como a atual proposta da MP foi e tem sido debatida entre o governo e os geradores, acredita-se que a situação evoluirá de forma que haverá adesão e o mercado será destravado. Caso contrário, haverá um potencial de quebra da cadeia de pagamentos do setor elétrico, causando grave prejuízo à economia.

A inexistência prévia de mecanismos adequados para lidar com uma situação de seca prolongada causou instabilidade financeira no setor elétrico, que não estava preparado para lidar com os fluxos financeiros bilionários associados ao uso intenso das termoelétricas e à alta do preço spot.

As inovações regulatórias introduzidas para lidar com a crise foram bem-vindas, pois mantiveram o sistema solvente. Mas espera-se que findo mais este capítulo da crise, seja feita uma revisão cuidadosa no modelo de comercialização de energia no atacado a fim de recriar as condições de confiança e estabilidade para o setor.

Os pontos fundamentais a serem repensados são: (i) alteração da lógica de contratação de energia de forma a reduzir (e não apenas mitigar ou realocar) o risco financeiro em situações de seca; e (ii) reforço na supervisão de risco na comercialização de energia, garantindo que os agentes sejam capazes de lidar com fluxos financeiros típicos de situações de seca severa.

Nivalde de Castro é professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel). Roberto Brandão é pesquisador sênior do GeselIEUFRJ.

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