O início do ano de 2015 foi marcado pela retomada do “realismo tarifário” no setor elétrico brasileiro. Os desavisados consumidores cativos surpreenderam-se com o novo valor da conta de luz e estão espantados com o custo efetivo da geração elétrica.
A política de realismo tarifário do segundo Governo Dilma contrasta-se com as medidas adotadas no primeiro mandato, que buscavam reduzir e postergar ao máximo o repasse aos consumidores cativos das elevadas despesas incorridas pelas distribuidoras – decorrentes da custosa geração térmica em operação e da liquidação no curto prazo dos montantes involuntariamente descontratados.[1]
O Governo optou por não repassar o custo efetivo da energia em véspera eleitoral, cobrindo o fluxo de caixa deficitário das distribuidoras com recursos do Tesouro (R$ 20,3 bilhões), via aportes na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), e com empréstimos tomados pela CCEE (R$ 17,8 bilhões), contabilizados na Conta ACR. Ainda é esperado mais um empréstimo de R$ 3,1 bilhões para cobrir as despesas de novembro e dezembro de 2014 das distribuidoras.[2] Os aportes do Tesouro não serão reembolsados, mas os empréstimos serão pagos pelos consumidores cativos entre novembro de 2015 e abril de 2020. Em estimativa conservadora, a desestruturação financeira de todo o setor já ultrapassa R$ 60 bilhões.[3]
O ajuste fiscal em curso, comandado pelo Ministério da Fazenda, vetou qualquer possibilidade de novos aportes do Tesouro ao setor elétrico, reorientando-o rumo a sua desejável sustentabilidade econômico-financeiro. Se no curto prazo o realismo implicará em elevação tarifária exorbitante, no médio e longo prazo induzirá importantes ajustes no setor.
A Conta Chegou
A tarifa média de fornecimento para o segmento residencial, sem tributos, alcançou R$ 335/MWh em dezembro de 2014, o mesmo patamar de 2012, anulando em pouco tempo a redução tarifária média de 20% promovida a duras penas pela MP 579. É sobre este patamar que a ANEEL aprovou a revisão tarifária extraordinária em março, com efeito médio de 23,4%, para recompor a CDE, não mais coberta por recursos do Tesouro, e para repassar o aumento da energia de Itaipu. Ainda são esperadas elevadas revisões tarifárias ordinárias em 2015, com reajustes que podem superar 20%. As revisões já realizadas em fevereiro, em cinco distribuidoras que atendem a um total 612 mil consumidores, registraram reajuste médio de 33%. Em março, a AMPLA (RJ), que não foi contemplada no reajuste extraordinário, obteve reajuste médio de 42,19%
Soma-se a estes significativos reajustes em curso, o sistema de bandeiras tarifárias que entrou em vigência no início do ano. Com o intuito de sinalizar a todos consumidores o custo efetivo da geração elétrica, as bandeiras representam um adicional tarifário que varia de acordo com a situação hidrológica vigente em cada subsistema. Quando o custo marginal de operação (CMO) mais o Encargo de Serviço de Sistema por Segurança Energética (ESSSE), que contabiliza os custos do despacho fora da ordem de mérito, for inferior a R$ 200/MWh, vigora a bandeira verde, que não implica em gastos adicionais. Quando o “CMO + ESSSE” estiver entre R$ 200 e R$ 350/MWh, vigora a bandeira amarela, implicando em acréscimo de R$ 25/MWh. Quando o “CMO + ESSSE” for igual ou superior a R$ 350/MWh, vigora a bandeira vermelha, acrescentando R$ 55/MWh. O adicional das bandeiras amarela e vermelha já sofreu reajuste em menos de dois meses de vigência – até fevereiro oneravam as tarifas em R$ 15/MWh e R$ 30/MWh, respectivamente. O atual patamar da bandeira vermelha onera a tarifa média de fornecimento, sem tributos, em 16,5%.
Antes da vigência das bandeiras, os gastos com o custo variável do despacho das termelétricas apenas eram repassados aos consumidores na revisão tarifária seguinte. Com as bandeiras, parte da receita é antecipada, mitigando o descompasso do fluxo de caixa das distribuidoras. Ainda que o sistema alerte aos consumidores o custo efetivo da geração elétrica, este é socializado igualmente por todos. Como já criticado por D’Araujo (2014), perdeu-se uma grande oportunidade para incentivar a eficiência, premiando os consumidores que reduzissem o consumo em momento desejável.
Outra medida adotada para reequilibrar os fluxos financeiros do setor foi a redução do limite máximo do preço de liquidação de diferenças (PLD). O PLD, preço do mercado spot, é determinado semanalmente pelo CMO de cada subsistema, limitado a um piso e teto estabelecido anualmente pela ANEEL. Até 2014, o teto do PLD correspondia ao custo variável unitário (CVU) atualizado anualmente pelo IGP-DI da térmica de referência adotada em 2003, UTE Alegrete. Ao invés de atualizar o valor teto de R$ 822/MWh em 2014 pelo IGP-DI, resultando em valor superior a R$ 860/MWh, a ANEEL alterou a térmica de referência em 2015, passando a considerar o CVU da UTE Mario Lago, de R$ 388/MWh. Desta forma, o teto do PLD ficou mais próximo ao custo variável médio do que ao custo marginal do parque térmico. Esta medida alivia significativamente o custo de exposição dos agentes descontratados, mas reduz o importante sinal de preço para os consumidores livres, potencialmente mais expostos ao PLD. A Tabela 1 apresenta o custo marginal de operação das semanas operativas de 2015, revelando a discrepância entre o teto atual do PLD e o CMO vigente, que já superou 450%.
Tabela 1 – Custo Marginal de Operação Médio (R$/MWh)
Fonte: ONS (2015)
Considerando o adicional da bandeira vermelha de 16,5%, o reajuste extraordinário médio de 23,4% e a possibilidade de reajustes ordinários superiores a 20%, o salto no preço da energia para o segmento residencial em 2015 poderá alcançar 60%. Como a redução média de 20% promovida pela MP 579 já foi anulada com as revisões tarifárias realizadas até 2014, os reajustes em 2015 poderão representar um incrível salto de 80% em relação ao patamar anunciado pelo Governo em setembro de 2012.
Em paralelo à guinada dos preços da eletricidade, a possibilidade do país enfrentar novamente um racionamento de energia torna-se a cada dia mais inevitável. Os reservatórios do sudeste/centro-oeste, que representam 70% da reserva hídrica do país, encerraram fevereiro com apenas 20% de armazenamento. Em 2001, ano do racionamento, o nível neste período era superior a 30%, o que sinaliza a gravidade da situação.
Diante de tão assombroso quadro, o Governo alega caráter temporário aos aumentos tarifários, justificando-os pela ocorrência de uma “crise hídrica sem precedentes”, enquanto que, devoto de São Pedro, reza para que as águas de março sejam abundantes e caiam sobre os reservatórios. Embora janeiro de 2015 seja o pior registro hidrológico da região sudeste, o triênio 2012-2014 foi apenas o 16º pior já registrado no Sistema Interligado Nacional (SIN). Ou seja, a hidrologia não é favorável, mas por si só não explica a crise, já que o sistema deveria estar preparado para situações piores.
A reestruturação do setor elétrico promovida no primeiro Governo Lula tinha por objetivos garantir a segurança de suprimento e a modicidade tarifária, recuperando, para tanto, o planejamento setorial e a coordenação centralizada da expansão do sistema. O novo modelo foi exitoso em promover leilões de compra de energia nova, permitindo a expansão da oferta pari passu ao acelerado crescimento da demanda de 4% em média ao ano. A lógica exitosa da expansão baseou-se no financiamento hoje da capacidade instalada de amanhã. Porém, nos últimos anos, o setor passou a pagar amanhã a operação da capacidade instalada de hoje. Esta inconcebível inversão de fluxos flagra a situação insustentável de desequilíbrio de curto e longo prazo do setor. Enfrentam-se riscos crescentes de impossibilidade de suprimento, enquanto que a modicidade tarifária vai literalmente por água abaixo. Embora várias razões concorram para a justificativa de tamanha desestruturação, subsiste uma causa maior no cerne de todo o desequilíbrio: o sistema encontra-se em meio a uma mudança de paradigma operativo que ainda não foi apreendida pelo planejamento da expansão.[4]
Mudança do Paradigma Operativo do Sistema Elétrico Brasileiro
O desenvolvimento do setor elétrico brasileiro, como discute Bicalho (2014), baseou-se no aproveitamento de seu privilegiado potencial hídrico, com a construção de grandes reservatórios de armazenagem capazes de regularizar a variabilidade das afluências tropicais. Neste contexto, a complementação térmica foi concebida para ser totalmente flexível, de modo a operar esporádica e pontualmente em situações hidrológicas adversas, traduzindo-se em uma disponibilidade térmica latente preferencialmente evitada.
O planejamento da expansão foi articulado de acordo com este histórico paradigma operativo, aproveitando os potenciais hídricos remanescentes e contratando uma disponibilidade térmica como backup da reserva hídrica. Embora, em geral, as fontes concorram entre si em leilões genéricos de energia nova pela demanda futura das distribuidoras, o planejamento prioriza a participação das fontes renováveis (hídrica, eólica, solar e biomassa). Por um lado, ainda se dispõe de mecanismos determinativos capazes de promover fontes específicas (leilões de fontes alternativas, de reserva e estruturantes), orientando a rota de expansão do sistema. Por outro, a metodologia de cálculo do Índice Custo Benefício (ICB), utilizado para comparar as alternativas complementares à expansão hídrica, como amplamente discutido por Losekann, Almeida e Romeiro (2014), eleva a competitividade de térmicas flexíveis e de fontes que apresentam oferta esperada maior no período seco (eólica e bagaço de cana).
Decorridos dez anos desde a reestruturação do setor, foram contratados 33,6 GW médios de energia em 29 leilões para expansão já realizados: 18 leilões de energia nova (23,3 GWmed); 3 leilões estruturantes – Santo Antônio, Jirau e Belo Monte (6,1 GWmed); 6 leilões de energia de reserva (3,2 GWmed); e 2 leilões de fontes alternativas (0,9 GWmed).
Como revela a Figura 1, as fontes renováveis lideraram a expansão da matriz: hídrica (12,4 GWmed), eólica (6,1 GWmed), biomassa (2 GWmed) e a iniciante solar (0,2 GWmed) responderam por 62% de toda a energia contratada nos leilões. Conjuntamente, a energia das fontes térmicas (15,1 GWmed) foi superior à hídrica (12,4 GWmed).
Figura 1 – Energia contratada (MWmed) em todos os leilões realizados para expansão da matriz
Fonte: CCEE (2015)
O ICB privilegiou a contratação de térmicas flexíveis, voltadas para backup, em consonância com o paradigma operativo histórico do sistema. Com a perspectiva de despacho esporádico, foram contratadas térmicas com baixo custo fixo, mas admitiu-se elevados custos variáveis. As térmicas a óleo e diesel apresentam os custos de operação mais elevados, alcançando R$ 1.160/MWh, seguidas das térmicas a gás natural e a carvão (ONS, 2015).[5]
A maior contratação de energia térmica expõe as dificuldades enfrentadas pela expansão hídrica, que teria sido 50% inferior à realizada sem os três projetos estruturantes. A maior parte do aproveitamento hídrico remanescente concentra-se na Amazônia, cuja viabilização enfrenta inúmeras resistências socioambientais. Esta região é caracterizada por potenciais de baixa queda e altas vazões no período chuvoso, o que dificulta a construção de grandes reservatórios. De fato, desde fins da década de 1990, não se introduz hidrelétricas com reservatórios de regularização plurianual. O potencial hídrico remanescente será aproveitado por usinas a fio d’água, agregando ainda mais energia intermitente à matriz.
Face às dificuldades da expansão hídrica, à elevação da intermitência na matriz (hidrelétricas a fio d’água, eólica e solar) e ao aumento contínuo da demanda, o sistema assiste a uma perda gradativa na capacidade de regularização dos reservatórios. Enquanto que em 2002 o sistema contava com mais de 6 meses de estoque de energia, em 2013 já havia reduzido para 5,4 e deve chegar a 2017 com reserva equivalente a 4,7 meses (ONS, 2013).
Figura 2 – Deplecionamento Anual Acentuado dos Reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste
Fonte: ONS
O resultado é o deplecionamento cada vez mais acentuado dos reservatórios, como se observa na Figura 2. Além de condicionar a garantia de suprimento à ocorrência de hidrologias favoráveis, o deplecionamento compromete a modicidade tarifária, já que o CMO responde bruscamente à escassez de água. O ano de 2012 é emblemático, quando os reservatórios do SE/CO caíram de 80% do volume armazenável em fevereiro para menos de 30% em dezembro.
Para fazer frente à perda de regularização dos reservatórios, o operador despacha continuamente, desde fins de 2012, todo o parque térmico flexível concebido para atuar esporadicamente, o que implica em custos insustentáveis para todo o setor. A Figura 3 revela o aumento da participação da geração térmica no atendimento da carga do SIN, que saltou em 2012 de menos de 10% para 25%, atingindo cerca de 30% da carga atualmente.
Figura 3 – Participação da Geração Térmica no Total da Carga (%) – Jan/2000 – Fev/2015
Fonte: ONS
Embora as fontes térmicas tenham liderado a expansão do parque gerador nos últimos anos, até fins de 2012 a geração hidráulica permaneceu respondendo por mais de 90% da carga, isto é, a nova energia térmica não aliviou a geração hidráulica. Este paradoxo é resultado do viés pró-flexibilidade do planejamento da expansão do sistema, que concebeu um parque térmico para operar esporadicamente como backup da reserva hídrica, mas contabilizou a sua “energia assegurada” na expansão aparente da oferta. Confrontando “garantias físicas” atribuídas às potências instaladas com a carga do sistema, o planejamento vislumbra um equilíbrio estrutural entre oferta e demanda. Porém, D’Araujo (2012) observa que “com esse tipo de complementação térmica, além de não aumentarmos a relação reserva/carga, ainda estamos sujeitos a mais oscilações da energia reservada”. E alerta, com lucidez, que “ao contrário do que se poderia esperar, pesa sobre o bloco hidráulico uma ainda maior responsabilidade sobre a garantia da que existia na década de 80”.
A perda de regularização dos reservatórios em curso aponta para uma mudança no paradigma operativo do sistema elétrico brasileiro. Se antes a operação e a expansão eram guiadas pela minimização de vertimentos de afluências e gastos com combustíveis fósseis, o que exigia fontes complementares à hidroeletricidade, agora parte significativa da geração hídrica deve ser evitada por fontes substitutas de modo a mitigar o deplecionamento acentuado dos reservatórios.[6] Como o próprio ONS (2014, p. 14) reconhece: “a necessidade de mudança de paradigma no planejamento e na programação da operação do SIN permanece como ponto de destaque com relação à expansão da oferta programada até 2018. Esta expansão está calcada em usinas hidroelétricas com baixa ou nenhuma regularização plurianual e usinas termoelétricas com Custos Variáveis Unitários – CVUs elevados, o que leva a um aumento nos custos finais de operação”.
O planejamento, entretanto, permanece interpretando as mudanças estruturais do sistema como restrições meramente conjunturais. No PDE 2022, em 2013, a EPE previu que a geração térmica total seria da ordem de 7 GWmed no decorrer dos anos subsequentes. No entanto, já era notório o salto da geração térmica. Como a Figura 4 contrasta, o despacho efetivamente registrado no período foi da ordem de 15 GWmed – mais do que o dobro do previsto!
Figura 4 – Geração térmica anual prevista (média dos 2000 cenários simulados)
Fonte: EPE (2013) e ONS
Outro indício de que o planejamento está descolado da realidade é o resultado do último leilão de energia nova. Realizado em novembro de 2014, para entrega a partir de 2019, foram contratados 2,7 GWmed de energia. As fontes térmicas responderam por 85% deste montante, com destaque para a contratação de 1,7 GWmed de três plantas movidas a gás natural. Dois projetos são de térmicas movidas a GNL, que serão instaladas ao lado dos terminais de regaseificação, com 1,2 GW de potência instalada cada, totalmente flexíveis, com receita fixa de R$ 117/MWh e com CVU de R$ 250/MWh. O resultado alerta que o ICB permanece privilegiando plantas flexíveis, com operação variável mais custosa.
A operação, por seu turno, otimiza o despacho hidrotérmico do sistema para um horizonte de 60 meses, contando com a entrada em operação das novas plantas contratadas. Com atrasos sistemáticos das obras em andamento, a operação acaba por gerar mais energia com água presente do que deveria, deplecionando ainda mais os reservatórios.
Conclusões
Após correr atrás da demanda sem se preocupar com o perfil da matriz em expansão e operar o sistema sem contar com prováveis atrasos na ampliação da capacidade instalada, paga-se hoje um preço alto por escolhas equivocadas. Como de costume, a conta recai sob o bolso do desavisado consumidor cativo, que já pagou parte como contribuinte e ainda teve empréstimos tomados em seu nome à revelia.
Diante dos riscos à garantida de suprimento, o Governo ainda aguarda o fim do período chuvoso para anunciar possíveis medidas de contenção de consumo, embora a contração econômica e os exorbitantes aumentos tarifários em curso já induzam a redução necessária da carga. Dados preliminares do ONS indicam decréscimo de 2,8% da carga do SIN em fevereiro, em comparação com o mesmo período de 2014, impulsionado principalmente pela queda de 4,4% na região sudeste/centro-oeste.
Grande parte da conta que enfim chega aos consumidores cativos poderia ter sido evitada se o perfil da expansão realizada nos últimos anos tivesse acompanhado a evolução estrutural do sistema. O realismo tarifário penaliza indevidamente o indefeso consumidor cativo, mas traz a transparência necessária para a reestruturação do setor. É imprescindível ajustar a rota de expansão em plena turbulência, estendendo o realismo ao planejamento e à operação do sistema, para que se vislumbrem bandeiras brancas no setor elétrico brasileiro.
Referências:
BICALHO, R. (2014). A transição elétrica: muito além da falta de chuvas. Infopetro, 10/03/2014.
CCEE (2015). Resultado Consolidado dos Leilões – Janeiro/2015.
D’ARAUJO, R. P. (2014). Bandeiras tarifárias: você assume parte do risco. Infopetro, 04/08/2014.
EPE (2013). Plano Decenal de Expansão de Energia 2022.
ONS (2013). Plano da Operação Energética 2013/2017 – PEN 2013 – Vol. I – Relatório Executivo.
ONS (2014). Plano da Operação Energética 2014/2018 – PEN 2014. Sumário Executivo.
ONS (2015). Programa Mensal de Operação – Sumário Executivo – Semana Operativa de 17/01 a 23/01/2015.
ROMEIRO, D. L. (2014). Escolha de Tecnologias de Geração Elétrica: o Índice Custo Benefício e a Competitividade de Termelétricas a Gás Natural no Brasil. Dissertação de Mestrado. Instituto de Economia da UFRJ.
——————————————————————————————-
[1] Para maiores detalhes da desestruturação financeira do setor, conferir LOSEKANN (2014b).
[2] Rodrigo Polito e Rafael Bitencourt, “Ministro prevê queda de até 5% no consumo de energia no país em 2015”, Valor Econômico, 04/03/2015.
[3] Esta estimativa inclui os prejuízos das geradoras hidrelétricas com o regime hidrológico desfavorável, que são obrigadas a liquidarem no curto prazo as diferenças entre o montante efetivamente gerado e a energia assegurada por suas garantias físicas (ALMEIDA e LOSEKANN, 2014).
[4] Para uma reflexão mais profunda sobre os 10 anos do Novo Modelo, conferir Losekann (2014a).
[5] Para maiores detalhes, conferir Romeiro (2014) e Losekann, Almeida e Romeiro (2014).
[6] Losekann (2013) discute o novo papel dos reservatórios brasileiro.
Leia outros textos de Diogo Lisbona Romeiro no Blog Infopetro
Blog Infopetro 
[…] (continua) […]