Grupo de Economia da Energia

A crise do setor elétrico brasileiro: a marcha da insensatez

In energia elétrica, Uncategorized on 18/03/2019 at 17:57

A crise atual do setor elétrico foi diligentemente construída ao longo do tempo. Entender essa sucessão de decisões equivocadas que nos trouxe até aqui é fundamental para reconhecer a natureza estrutural dessa crise, os enormes desafios que ela coloca e a absoluta inadequação das propostas governamentais colocadas na mesa para resolvê-la.

Roberto Pereira D’Araujodo Instituto Ilumina,  preparou uma série de artigos que conta essa verdadeira saga de falsas promessas, tolices arrogantes e mimetismos provincianos.

Capítulo I

  1. Uma verdadeira novela.

É longo, mas quem quiser realmente entender o que aconteceu com a energia elétrica brasileira, que já atingiu a 5a mais cara tarifa mundial, tem que ter paciência. A culpa não é do ILUMINA. A responsabilidade está espalhada por vários governos que não quiseram enfrentar os poderes que se formaram sob os erros e as omissões.

Como informado nas notícias abaixo, além dos outros problemas que ainda não foram resolvidos como o risco hidrológico, tarifa alta, bandeiras tarifárias e proliferação de encargos, a comercialização de energia, mais uma vez, leva um susto. No bizarro mercado livre brasileiro, ele dissemina crise para todos os consumidores, mas só aparece nas mídias quando ele causa confusão para si mesmo.

https://br.reuters.com/article/topNews/idBRKCN1Q01YA-OBRTP

https://br.reuters.com/article/businessNews/idBRKCN1PQ5ST-OBRBS

https://br.reuters.com/article/businessNews/idBRKCN1Q92WG-OBRBS

  1. Raquitismo da regulação:

Sempre é possível examinar um evento que, se ocorrer, causa prejuízos a muitas pessoas com análises específicas focadas em um episódio. Infelizmente esse parece ser o método das nossas agências reguladoras em diversas atividades. As análises superficiais e fiscalizações falhas fazem que a regulamentação chegue atrasada ao que se quer evitar.

O raquitismo do nosso estado regulador pode ser medido pelas recentes “tragédias” que atingem vários setores. Tudo indica que as empresas já incorporaram essas falhas de regulação nas suas estratégias.

O ILUMINA, por não estar envolvido com o dia a dia do ambiente do mercado de energia, é incapaz de analisar detalhes muito específicos. Contudo, o que podemos fazer é mostrar as deformidades estruturais desse mercado. Defeitos que estão na origem já provocaram uma série de conflitos. A prevalecer a fragmentação de responsabilidades e o alto grau de mimetismo de outra realidade física, uma nova onda de problemas virá por aí.

Metaforicamente, a “barragem” do mercado, que já desmoronou outras vezes, dá outros sinais de instabilidade e, mesmo assim, a essência do problema permanece intocada.

  1. Origens do mercado de energia no Brasil

Todos sabem que um mercado perfeito é raro, mas existe. A dinâmica básica é que, toda vez que há oferta insuficiente de um produto, o preço sobe. Na teoria, a demanda reage à elevação se reduzindo e o preço se estabiliza num novo patamar mais baixo de equilíbrio. O inverso ocorre quando há sobras de oferta. O preço cai, a demanda se aproveita, o preço sobe e se equilibra num novo nível. Como se sabe, não é raro ocorrer situações onde diferenças de poder econômico aniquilam essa teoria. Apesar disso, muitos acreditam piamente nesse sistema.

Infelizmente, a energia elétrica não é como a batata ou a cebola, que podem ser substituídos. É um insumo básico em qualquer economia e, se ela fosse obedecer a este idealismo teórico, transformaria a vida dos consumidores num verdadeiro inferno. Imagine ter uma instabilidade de preços na base das atividades econômicas. Ou não ter energia para comprar mesmo que o preço seja absurdo.

Aqui, nesse país tropical, justamente as mais importantes máquinas de produzir energia, as hidroelétricas, de um ano para o outro, podem receber afluências que dobram a energia associada. Ou seja, os mesmos equipamentos podem produzir o dobro de kWh do ano anterior. Evidentemente, podem também se reduzir pela metade! Imagine um produto cuja oferta varia desse modo sob a teoria do mercado perfeito. O gráfico abaixo deixa essa característica tropical totalmente inequívoca.

Série Histórica das Energias Naturais (afluências) dos 4 sistemas (sul, sudeste, nordeste e norte).

Outra característica brasileira que atrapalha a mítica teoria mercantil é que, historicamente, a cada ano, a demanda de energia elétrica se eleva a ponto de exigir algo como duas usinas novas como a de Itumbiara com 2082 MW. Que mecanismo teórico de mercado é capaz de se antecipar para que não haja um grande desequilíbrio da oferta?

Evidentemente, deixar ao mercado a contratação dessa oferta adicional é uma política que assume grandes riscos, pois, na teoria, ao sentir a escassez, o preço sobe, mas esse sinal já seria tardio para o reequilíbrio.

Usina de ITUMBIARA.

A sequência de problemas já registrados na implantação do mercado de eletricidade no Brasil na década de 90 chega a ser uma tragicomédia. O mimetismo, a fragmentação de atribuições e o ineditismo de tentar aplicar no Brasil uma receita que não estava totalmente testada nem na Inglaterra, representou assumir uma aventura arriscada.

Como relatado pelo Dr. Luiz Eduardo Barata no livro 20 Anos do Mercado Brasileiro de Energia Elétrica da CCEE, o início da implantação do mercado atacadista na década de 90 esteve repleto de improvisos. Abaixo, alguns trechos referentes ao período do racionamento:

O MAE (Mercado Atacadista de Energia) era apenas um ambiente virtual, gerenciado pela chamada Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia. A Asmae era a empresa privada constituída pelas empresas que atuavam na comercialização.”

“O sistema computacional a ser utilizado no processo de contabilização sequer estava concluído”

“Para efetivar a liquidação foram estabelecidas negociações com o Itaú e o BNDES. O Itaú foi o banco contratado para fazer a primeira grande liquidação do Mercado Atacadista, enquanto o BNDES foi o ente financiador, emprestando para os devedores.

“Vale recordar o momento da liquidação em meio ao recesso de fim de ano, no dia 30 de dezembro, que mais uma vez se caracterizou pela alta emoção. Marcado para ocorrer às dez horas, identificamos no final da manhã que a operação não havia sido realizada. Entramos, então, em contato com o BNDES, que informou que os valores devidos já haviam sido enviados pelo banco operador, o Banco do Brasil. O problema identificado foi que, em vez de enviar o dinheiro da liquidação para o Itaú em contas correntes especificamente constituídas para essa operação, o Banco do Brasil enviou os valores para as contas dos credores com os quais essas empresas tradicionalmente trabalhavam com o BNDES.”

Como ficará claro posteriormente, esses fatos já são uma deformidade, pois, ao contrário do senso comum, o mercado livre brasileiro não se utiliza de fontes energéticas e nem de fios diferentes do resto. Tudo o que acontece no mercado atacadista “ataca” os outros consumidores. Subsídios dados ao mercado livre são pagos pelos que não estão nesse nicho.

Também é possível ver que, já no seu nascimento, o “mercado” já precisava do BNDES, ou seja, dinheiro público. Se esse fosse o único evento nada mercantil, tudo estaria resolvido, mas, como veremos, o nosso mercado livre está na origem dos problemas.

No próximo capítulo, vamos ver que modelo se usou para garantir um “equilíbrio” entre oferta e demanda e perceber que ele contém a sua própria destruição.

Aguardem.

Capítulo II

Imaginem se a oferta crescente de energia elétrica fosse deixada ao sabor do mercado de energia com tanta volatilidade. Dada a singularidade do sistema elétrico brasileiro, qual é o critério de equilíbrio vigente hoje?

Sempre lembrando que é preciso analisar o sistema no futuro, justamente para não ser influenciado por essas variações bruscas, uma configuração posterior do sistema é analisada sob grande número de possibilidades de afluências.

O histórico de afluências, que só tem 80 anos, possibilitou o desenvolvimento de um modelo sintético de 2.000 anos, uma amostra mais extensa para uma grandeza física tão variável. Como ficará claro posteriormente, a série sintética longa resolveu problemas de significância estatística, uma vez que, com a variabilidade da hidrologia tropical, qualquer parâmetro estimado, para poder representar o universo de dados, exigiria amostras maiores do que o histórico.

Durante as pesquisas eleitorais os brasileiros se acostumaram a ouvir o “3% para mais ou para menos”. Com apenas 80 janeiros, como ter certeza sobre a sua média, por exemplo? O modelo sintético resolveu inconsistências na base de dados, portanto, não se trata de uma extensão da série sem acréscimo de informações. Mas, como será percebido adiante, sem esse alargamento, as estimativas teriam ainda mais incertezas do que já têm.

Com essa base extensa de dados, o sistema de hidroelétricas, térmicas, e outras fontes tem a sua operação simulada com todos os custos associados. Como decidir se o sistema estaria em equilíbrio de oferta e demanda?

O critério vigente é buscar uma expansão da oferta que equilibre os custos de operação e de expansão. Se, com base nessa amostra expandida, operar o sistema fica em média, mais caro do que construir uma nova usina, é preciso ampliar a oferta. O ponto ideal é atingido quando o custo marginal de operação médio iguala o de expansão.

Só que, num país tropical, com 70% de oferta hidroelétrica, esse variável custo de operação não se comporta com a distribuição da figura abaixo, onde existe iguais possibilidades de custos acima e abaixo da média.

Distribuição normal.

A curva de distribuição de valores de custos de operação, sob a hipótese de equilíbrio, é a que está abaixo.

Distribuição do Custo Marginal de Operação médio anual (R$/MWh) em situação de equilíbrio em um plano de expansão.

A barra amarela, por incrível que pareça, é a média que se iguala ao custo de expansão, no caso, R$ 120/MWh. Cerca de 70% das ocorrências são inferiores à média, cerca de 30% acima.

O eixo horizontal atinge valores muito maiores do que os R$ 600/MWh. Justamente, por analisar uma amostra de vários anos, há ocorrência até de déficits de energia, que assumem valores bem acima da térmica mais cara. Como o evento do déficit é tudo o que se pretende evitar, a operação associa um alto custo a esse evento. Para compensar essa ocorrência na amostra, vários cenários favoráveis, de baixos custos, são necessários para que a média atinja os R$ 120/MWh.

Reforçamos que a energia primária (afluências) é tão variável que podem ocorrer valores altos com excesso de oferta e baixos com insuficiência de oferta, mas sob condição de equilíbrio, a probabilidade de valores baixos é grande.

Portanto, essa característica é uma marca registrada do sistema brasileiro. É uma consequência da nossa geografia. É preciso reforçar esse entendimento:

Sob condições de equilíbrio entre oferta e demanda, o custo marginal de operação tem um forte viés de valores baixos. Se esse custo tiver influência sobre o preço de mercado, estará configurado um incentivo a contratações de curto prazo e, consequentemente, pouco interesse em garantir a expansão da oferta.

No próximo capítulo veremos se essa característica prevaleceu no mundo real. Aguardem.

Capítulo III

Na década de 90, para tentar imitar um sistema de base térmica, onde a energia vem principalmente de combustível, apesar de toda a incerteza sobre as afluências tropicais em um sistema de base hidroelétrica, resolveu-se adotar um valor fixo de energia para cada usina do sistema que se transformou num “certificado”. Essa foi a maneira adotada para implantar um sistema competitivo por quantidade de energia, como acontece nos sistemas térmicos

Como “mimetizar” se as gerações são tão variáveis? A moda era tão dominante que, mesmo com as diferenças, havia uma excitação em implantar alguma coisa que funcionasse. Não havia outro jeito senão associar um valor fixo de energia para cada usina.

Assim, inventou-se a Garantia Física (GF), que já teve outros nomes, como Energia Assegurada e Energia Garantida. Todas as usinas têm um valor de energia que representa a “importância média” da usina para o sistema interligado denominado “Garantia Física” (GF). Percebam que esse valor não depende da geração própria da usina. Ela é uma “cota parte” da garantia do sistema.

Como se pode imaginar, em função da incerteza das afluências, a geração de todas as usinas é muito variável. Os regimes hidrológicos das regiões brasileiras não são exatamente iguais e, portanto, quando não chove em uma região pode chover em outras.

Assim, ocorrem grandes transferências de energia entre regiões e as hidráulicas contabilizam o uso dessa hidrologia global num grande condomínio denominado MRE (Mecanismo de Realocação de Energia). Quando uma usina gera acima de sua GF, ela cede esse excesso para outra que gera abaixo. Como será mostrado, às vezes, a geração de todas das hidráulicas excede a GF total e às vezes fica abaixo. Como veremos, o problema ocorre justamente nesses extremos.

Importante notar que usinas térmicas têm um certificado que corresponde a uma espécie de efeito “seguro” que elas proporcionam ao sistema. Sob a hipótese de um sistema equilibrado, esse certificado é bem superior à sua geração, pois, na maioria do tempo, as hidráulicas geram no seu lugar.

O gráfico abaixo demonstra isso sem sombra de dúvida. A curva superior é a GF das térmicas. A área vermelha é a geração das mesmas usinas térmicas. Portanto, a área cinza é o “certificado” térmico que corresponde a uma energia que foi gerada pelas hidráulicas. Reparem que, de 2004 até 2018, a geração térmica só se igualou à GF em poucos meses. Portanto, mesmo depois de 2013, ainda há certificados térmicos liquidados por geração hidráulica.

Garantia Física e geração das usinas térmicas.

Portanto, uma coisa é o certificado, outra é a geração de energia de cada usina. Assim, criou-se uma espécie de “cartório” que contabiliza “certificados” e a energia gerada propriamente dita, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica).

O que ocorre no cartório de contabilidade (CCEE)? É feito um encontro de contas de certificados e gerações de energia. Ao contrário do que ocorre num mercado autêntico, o preço não é baseado exclusivamente entre ofertantes e demandantes.

O PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) é uma “referência”, mas, como pode ser verificado nos dados históricos, o PLD é o próprio CMO, que muitos argumentam também ser um preço, já que térmicas são ligadas quando o CMO atinge o seu custo.

O grande problema não está nos valores altos do CMO, que, pelo menos, têm uma correspondência com os custos de térmicas ligados ao combustível utilizado. O enigma está nos valores baixos e no limite inferior (*), pois esses não têm uma correspondência explícita com combustível. Até hoje, esses valores assumiram preços irrisórios em qualquer comparação internacional.

(*) que hoje foi definido como R$ 42/MWh, pouco mais de US$ 10, mas já valeu apenas R$4/MWh, pouco mais de US$ 1!

Qual seria o CMO de hidráulicas quando elas estão sob hidrologia favorável? O custo de operação e manutenção apenas? E o papel que elas têm no estoque de energia? E as relações dos reservatórios com as regiões? Como definir um custo único para tantas situações distintas entre usinas hidroelétricas? Quem deveria ter o direito de adquirir essa energia? Que outros exemplos existem no mundo onde uma energia custe tão pouco por tanto tempo?

Portanto, assumindo todas essas singularidades, se o sistema está em equilíbrio, na maioria do tempo, o PLD se situa abaixo da média. Em outros termos, o PLD tem uma tendência de preços baixos, o que é uma anomalia em qualquer sistema que se denomine um “mercado”.

Nesse cartório ocorrem coisa muito estranhas. Por exemplo:

1 -Usinas térmicas podem ficar desligadas por longo tempo e vender energia, pois, na realidade, vendem o “certificado”. Em períodos de sobra ou de hidrologia muito acima da média, as térmicas ficam desligadas, mas têm o direito de “liquidar” a sua geração zero com seu certificado pagando PLD, com viés de baixa.

2 – Usinas hidráulicas, se gerarem abaixo da sua GF, têm que comprar energia térmica, mas quando geram acima, “vendem” por um valor muito abaixo dessa situação simétrica.

3 – Oscilações de 7.000 % já ocorreram nesse sistema, o que demonstra a bizarrice do mecanismo.

Portanto, observada a situação de equilíbrio, o mercado de certificados precificados a PLD induz um comportamento especulativo de curto prazo. Há um natural incentivo a não realizar contratos de mais longo prazo que levem a uma garantia de expansão da oferta, ainda mais nas proporções que o Brasil necessita. O agente que adotasse totalmente essa estratégia, perderia a oportunidade estrutural de comprar energia barata.

Evidentemente, essa formatação abriga a semente do desequilíbrio entre oferta e demanda, pois, historicamente, a demanda cresce 2.200 MW médios/ano ou duas usinas de Itumbiara. Em outras palavras, esse sistema tem uma característica de autodestruição e, como vamos mostrar, a bizarra construção enviesada sequenciou os eventos seguintes.

Aguardem.

Capítulo IV

Entendido que o PLD (referência no mercado) praticamente repete o CMO (custo marginal de operação) definido pelo operador e que tem um viés de preços baixos, vejam que o mundo real não desmentiu a característica técnica.

O gráfico abaixo mostra os valores assumidos pelo PLD desde 2001 na curva vermelha. Para se ter uma referência, a curva azul é o valor médio do MWh para o setor residencial (só a energia).

Evolução do PLD (R$/MWh) e o preço do MWh para o setor residencial.

Como se pode constatar, depois do racionamento, de 2003 até o final de 2012, o PLD esteve muito abaixo do preço para o residencial. A exceção foi o pico do final de 2008 causado pela ameaça de corte do gás da Bolívia. Nesta elevação de preços também foram registrados problemas entre comercializadoras e consumidores, uma vez que o padrão de liquidação era o de curto prazo sem previsão de mudanças bruscas.

Na realidade os certificados comercializados não eram de uma usina específica, mas de um conjunto diversificado de “sobras” de certificado, a maioria de térmicas, que podiam liquidar pelo PLD baixo, podendo repassar esse direito por PLD + x%, ainda um valor muito abaixo do preço do residencial. Evidentemente, em 2008, a súbita elevação de PLD pegou comercializadoras de surpresa, pois estavam liquidando certificados na base mensal.

A origem desse viés de preço baixo também pode ser visualizada no gráfico seguinte, onde se pode ver a participação percentual das hidráulicas na capacidade instalada (curva preta) e na geração de energia (curva vermelha).

Participação das hidráulicas na capacidade instalada e na geração de energia.

Como se pode perceber, de 2006 até o final de 2012, as hidráulicas sempre geraram muito acima da sua participação na capacidade instalada, em média 90% das necessidades de consumo de todo o sistema. Isso significa que, durante todo esse tempo, elas geraram no lugar de usinas térmicas, uma decisão coerente em termos de custo. Mas, sob o modelo vigente, o resultado foi um PLD muito reduzido que foi “capturado” apenas no mercado livre. É de se notar que, mesmo em 2012, representando 75% da capacidade, as hidráulicas geraram quase 95% das necessidades energéticas (!).

Mesmo um leigo, analisando as figuras anteriores, indagaria se a política de operação adotada não teria sido um “abuso” da capacidade de gerar energia das hidráulicas. Como vamos mostrar, isso é verdade, mas baseado numa intrincada mudança estrutural que, ironicamente, leva a essa situação, induzindo inclusive esse diagnóstico.

A figura abaixo, que mostra a geração e a garantia física associada às hidráulicas, reforça essa percepção e mostra o outro lado da moeda dos preços altos depois de 2013.

Geração (azul) e garantia física (vermelho) de todas as hidráulicas do sistema em MW médios.

Como se pode constatar, tudo se passou como se as hidráulicas tivessem “levado um calote” do modelo, pois geraram acima da sua garantia, “venderam” esse “extra” de energia por quase nada, e, agora, com enormes déficits, precisam comprar energia cara das térmicas.

Esse déficit de geração tem um nome em inglês Generating Scaling Factor (GSF) estando associado a um “risco hidrológico”. Atualmente é um dos conflitos totalmente previsíveis que irá despencar na conta de luz dos consumidores.

Por mais inacreditável que pareça, o modelo não tem nenhum mecanismo de compensação de saldos e déficits.

Apenas para dar uma ideia aproximada desses saldos que acabaram por causar esses déficits bilionários, de 2004 até 2013, as hidráulicas geraram 260 GW médios acima da sua garantia (aproximadamente 180 TWh, 1/3 de todo o consumo de um ano). O déficit observado depois de 2013 alcança 370 GW médios e é crescente. Esses 260 GW médios, se formassem um fundo ao custo de apenas R$ 70/MWh, acumulariam R$ 12 bilhões, certamente um alívio para os R$ 4 bilhões mensais de déficit desde 2014.

Sem essa óbvia compensação, adivinhem onde vai parar esse prejuízo?

Capítulo V

À primeira vista, independente do destino da energia barata, quem olha o gráfico de preços do mercado livre da figura abaixo, poderia dizer que houve uma sobra de energia que durou 10 anos.

Nada mais equivocado. Na realidade, essa sobra existiu por apenas 3 anos como consequência do racionamento de 2001, quando a demanda se retraiu cerca de 15%. Entretanto, como deixa evidente a figura abaixo, o consumo tangenciou a garantia de todas as usinas por um longo período.

Geração e Garantia Física total.

Como se pode perceber, de 2009 até 2014, a geração de todas as usinas chegou ao limite da garantia física do sistema.

Como há evidências de que esse limite da GF está superestimado, passamos por um período de 5 anos de déficit estrutural de oferta e, consequentemente, de aumento de risco. Por que nada aconteceu?

Energias naturais (afluências traduzidas em energia) do histórico.

Simplesmente porque a série de hidrologia da sequência de anos 2007 até 2011 foram extremamente favoráveis, pois nenhum desses anos apresentou afluências abaixo da média. Os anos 2009 e 2011 apresentaram energias naturais 25% acima da média. Esse detalhe é de extrema importância.

No Brasil, pelo critério vigente, mesmo quando a oferta de energia é insuficiente, a hidrologia tropical exuberante é capaz de distorcer os preços no sentido inverso. Portanto, o sistema de preços indexados ao PLD, além de sinalizarem o inverso do equilíbrio insuficiente, permite que apenas o mercado livre se aproveite dessa anomalia.

Talvez por isso se possa entender porque parte dos agentes do mercado não querem eliminar o PLD (que emula o Custo Marginal de Operação) como “referência” na formação de preços.

Aos poucos é possível perceber os erros sequenciados.

Tem mais!

Capítulo VI

Investir em novas fontes? Para que?

Como era previsível, apesar do mercado livre já representar mais de 30% do consumo total, nenhuma expansão da oferta foi contratada a partir de contratos com agentes desse mercado. É importante não confundir as contratações de energias incentivadas com o compromisso de expansão. Afinal, o mercado recebe incentivos pagos pelos outros consumidores para essa contratação.

Na realidade, toda a expansão da oferta sempre esteve ligada ao mercado “cativo” das distribuidoras. Os leilões previam um percentual de 25 a 30% da GF dos projetos para serem oferecidos ao mercado livre, porém, com o viés de preços baixos no curto prazo, essa estratégia nunca funcionou adequadamente.

Por exemplo, a usina de Belo Monte, ao não atrair contratos no mercado livre dessa parcela da energia no longo prazo, deixou uma herança para a Eletrobrás, que, obrigada pelo governo, assumiria a compra do excedente. Acordo assinado em abril de 2011 “obrigou” a estatal (minoritária) a “comprar” a energia não vendida no leilão por R$ 180/MWh a preços de 2016. Felizmente, essa obrigação foi derrubada por uma liminar, mas é um exemplo do efeito sistêmico desse bizarro mercado livre brasileiro.

As Sociedades de Propósito Específico (SPE’) da Eletrobrás com o setor privado, onde a estatal é minoritária, também foi um expediente incentivador de investimentos, já que, deixado ao sabor do mercado atacadista, pouca expansão seria garantida.

Assim, como exemplo, as usinas Jirau, Santo Antônio, Dardanelos, Sinop, Peixe Angical, Baguari, Retiro Baixo, Serra do Facão, Teles Pires e a própria Belo Monte foram construídas sob esse regime. Linhas de transmissão como Colinas – Serra da Mesa, Teresina – Fortaleza, P. Velho – Araraquara, Itutinga – J. Fora e muitas outras constam das SPE’s. Eólicas como Chapada Piauí, Vamcruz, Serra das Vacas, Santo Sé e Pindaí são algumas delas. Em números aproximados essa responsabilidade representou investimentos de R$ 3 bilhões/ano.

Como é que estamos com sobra de garantia???

Basta voltar a examinar a figura Geração e Garantia Física Total no capítulo anterior para perceber que, a partir de 2015, a oferta de garantia física cresce enquanto a geração de todas as usinas parece estagnada. Isso causa uma “sobra” de garantia. Ou seja, depois de um aperto de garantia, agora, uma sobra significativa??

Para entender essa estranha situação, basta examinar o que ocorreu com a capacidade térmica desde 2006 na figura abaixo.

 Evolução da capacidade térmica de 2006 até 2018

Pode-se perceber que a capacidade de geração térmica mais do que triplica em 10 anos. Portanto, parte desse aumento de garantia física, está associada a essas usinas que, evidentemente, são bem mais caras do que as hidráulicas. Ou seja, temos uma sobra de oferta de energia caríssima.

Essa explosão “térmica” foi resultado principalmente do leilão de 2008, também baseado num modelo matemático que define um “Índice Custo Benefício” para decidir quem vence o certame. Mais um “mimetismo” onde o vencedor não é o que tem o menor custo, mas sim o que tem o maior “benefício” ao sistema. Com a ausência de projetos hidroelétricos e com as eólicas ainda engatinhando, tivemos a grande contratação de térmicas a óleo e diesel, certamente a oferta cara que se evita usar.

Ao mesmo tempo, percebe-se que a evolução da reserva do sistema integrado não consegue mais recuperar índices que alcançavam o equivalente a quase 5 meses de consumo. Isso pode ser visto na figura abaixo.

Evolução da reserva integrada em comparação ao número de meses de consumo.

Percebe-se que desde 2015, apesar de uma evolução do consumo quase estagnada, a reserva oscilou entre 1 e 2,5 meses de consumo. Evidentemente, com a variabilidade da nossa hidrologia, essa baixa “poupança energética” é um risco, pois afluências desfavoráveis podem levar a surpresas. Talvez não ocorra um racionamento como tivemos em 2001, pois hoje temos outras fontes de energia, mas a bandeira tarifária irá tremular muitas vezes.

Entretanto, racionamento não se faz apenas por corte de fornecimento. Nos níveis tarifários hoje vigentes, aumentos adicionais levam famílias da classe baixa a ter que “racionar” ainda mais seus kWh. O que são as bandeiras tarifárias senão um “sinal de preço” para reduzir o consumo?

Como se chegou a essa situação?

  1. Menor índice de afluências (S. Pedro acusado).
  2. Alternativas caras de geração na expansão.
  3. Tentativa de reduzir o déficit hidrológico para evitar GSFs bilionários.

O motivo 1 é fácil de apontar o dedo, pois, se as chuvas são fracas, como gerar energia?

O motivo 2 pode ser entendido com uma metáfora: Quem só tem cheque especial que cobra juros mais caros, não tem outra saída senão usar a poupança.

O motivo 3 é uma especulação, pois, com os déficits bilionários das hidráulicas, imagine ter que reduzir ainda mais a geração?

Aguardem o próximo capítulo com as conclusões e a explicação do dominó em fila.

Capítulo VII – Final….por enquanto.

Conclusões.

Certamente, quem não é especialista e conseguiu ler até aqui, dada a complexidade, ou ainda não compreendeu tudo ou está espantado com a quantidade de informações que não são veiculadas apesar de estarem na base do aumento tarifário.

Evolução da Tarifa Residencial e Industrial (mercado cativo) desde 1995.

O que o ILUMINA pode mostrar é que, tanto a alta tarifa brasileira, como o conturbado ambiente do mercado, como a derrocada da estatal Eletrobrás, como os baixos níveis de reservatórios e como o risco hidrológico bilionário tem uma origem estrutural explícita e conhecida dos técnicos do setor.

Metaforicamente, a sequência de eventos negativos evolui como se fosse peças de dominó, onde eventos anteriores definem os seguintes. A sequencia abaixo começa em 1995 e evolui até a data de hoje.

  1. Uma privatização pela metade e um modelo mercantil mimetizado e repleto de indefinições.
  2. Distribuidoras rejeitadas empurradas para a Eletrobrás.
  3. Investimentos das estatais interrompido.
  4. Racionamento.
  5. Preço de curto prazo explode.
  6. Contabilização no mercado interrompida, inadimplência e necessidade de intervenção do estado, inclusive com financiamento BNDES.
  7. Aumento tarifário para recompor receita das distribuidoras com a queda do consumo.
  8. Manutenção da descontratação (principalmente da Eletrobrás) apesar da queda da demanda.
  9. PLD assume valores mínimos e causa prejuízo às usinas hidroelétricas da Eletrobrás descontratadas, gerando e proibidas de atuar no mercado.
  10. Proliferação de encargos antes inexistentes.
  11. Crescimento acelerado do número de agentes no mercado livre atraídos pelos preços baixos.
  12. Contratos de curto prazo prevalecem em função dos preços formados com base no custo marginal de operação.
  13. Mercado livre não participa da sustentação da expansão com contratos de longo prazo.
  14. Mercado cativo assume sozinho o papel de contratante de longo prazo.
  15. Subsídios para consumidores especiais no mercado livre transpõe custos para o mercado cativo e para outros.
  16. Garantias físicas dão sinais de estarem superestimadas. Revisões apenas pontuais.
  17. Leilões de energia de reserva (encargo).
  18. Contratação de grande quantidade de térmicas.
  19. Implantação das parcerias com a Eletrobrás para sustentar a expansão.
  20. Tarifas continuam subindo.
  21. Adoção da MP 579 para reduzir tarifas às custas de ativos amortizados.
  22. Custos de O&M são definidos de forma exógena aos dados das usinas. Valores insuficientes para manutenção. Eletrobrás atingida.
  23. Risco hidrológico apresenta déficit bilionários nas usinas hidroelétricas. Cerca de R$ 20 bilhões dependentes de ações judiciais.
  24. Autofinanciamento do setor reduzido praticamente a zero.
  25. Tarifas continuam subindo.

Como é de se esperar, nem todos perderam no setor elétrico. Na realidade, durante muito tempo, por incrível que seja para uma atividade que está na base da economia, o setor só perdeu para os bancos no que tange o pagamento de dividendos.

Em resumo, o que foi exposto não deveria nos surpreender. Afinal, no que tange às tomadas, nós poderíamos ser conhecidos como a república dos benjamins.

Como a imensa maioria das residências e até estabelecimentos comerciais não têm aterramento, conseguimos implantar um formato de tomada que, além de criar o 3º pino que liga nada a coisa nenhuma pode exigir criativos adaptadores para ligar um simples aparelho.

Dá para perceber que a metáfora não é tão absurda. O nosso modelo de mercado é simplesmente uma forma “algébrica” desses confusos adaptadores.

Portanto, a nosso ver, o Brasil adota “jeitinhos” desde as usinas até as tomadas. Solução existe, o ILUMINA já apresentou sua opinião, mas, até hoje só percebemos visões parciais e fragmentadas por interesses setoriais. Debate? Zero!

Obs: Os textos que compõem esta postagem foram publicados originalmente no site do Instituto Ilumina.

 

  1. Excelente artigo, mas com um grande equívoco.
    As distribuidoras não foram rejeitadas e empurradas para a Eletrobrás. Os governos de esquerda é que tomaram na marra dos estados, foi a tal da federalização. Aí a corrupção que era de governadores e deputados estaduais passou a ser de deputados federais e senadores além de ministros etc.. e a mordida é muito maior nesse caso.

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