Planejamento e risco de racionamento no setor elétrico brasileiro

OBSERVATÓRIO DA ECONOMIA CONTEMPORÂNEA

Planejamento e risco de racionamento no setor elétrico brasileiro

por Ricardo Buratini, José Augusto G. Ruas e Luiz G. Belluzzo
8 de julho de 2021
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A privatização da Eletrobras enseja muito mais riscos do que promessas. A possibilidade de fracionamento da empresa sinaliza deseconomias de escala e de escopo. A capitalização que traz a perda de controle do Estado pode trazer também a primazia da lógica da geração de valor para o acionista, com evidente perda de protagonismo e capacidade de coordenação. Leia mais um artigo do especial Observatório da Economia Contemporânea 

O setor elétrico novamente surpreende o país. Um observador atento aos movimentos recentes certamente está perplexo. Graças ao trágico desempenho econômico no último quinquênio, na virada da última década, o consumo de energia ainda permanecia no mesmo patamar de 2014. Como explicar que, diante de tal desempenho, estejamos sob risco de racionamento? 

O problema não é insuficiência de capacidade instalada. Para uma demanda de 70 GW, temos mais de 170 GW de potência. Como o parque gerador é predominantemente hidrelétrico, uma resposta apressada apontaria, então, que a causa da crise só pode ser a falta de chuvas. Na formação da escassez, porém, é preciso separar o que se deve à natureza e o que se deve aos homens.  

A natureza já vem nos alertando há anos. Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), o déficit de precipitação acumulado nos últimos 10 anos em algumas bacias supera o volume total das chuvas médias anuais. Desde 2014, a energia gerada pelo conjunto das usinas hidrelétricas se situa sistematicamente abaixo da garantia física do sistema, que é a capacidade de geração de todo o parque considerando afluências dentro da normalidade.  

Os meteorologistas há algum tempo nos advertem: derrube árvores na Amazônia e as chuvas escassearão no Sudeste! A ausência de coordenação no uso múltiplo das águas, há mais tempo ainda, tem conduzido a energia nas usinas do Nordeste, sistematicamente, para baixo de sua média de longo termo. O principal alerta, porém, vem do próprio sistema de planejamento, que, há décadas, reitera deficiências. 

Dentre os principais setores de infraestrutura, o setor elétrico talvez seja o que precisa planejar com mais antecedência sua configuração futura. Como se sabe, o longo curso entre estudos prévios e a entrega das obras pode ser atravessado por inúmeras paradas. Assim sendo, a necessidade de conciliar os múltiplos objetivos da segurança energética, do desenvolvimento sustentável, da transição energética e da modicidade tarifária, exige um rigoroso sistema de planejamento que coordene as decisões dos agentes e equacione interesses divergentes com grande antecedência.  

Lamentavelmente, o sistema de planejamento do setor elétrico brasileiro tem sofrido vários abalos. Fragilizado desde a desestruturação do modelo estatal nos anos 1980, tal sistema sofreu um duro golpe nos anos 1990 e também não pôde se reerguer adequadamente sob o modelo inaugurado no início do século XXI. 

 

A reforma dos anos 90 e a crise de 2001 

Embalada pelo canto da sereia do Estado mínimo e pela promessa do farto investimento privado, a reforma dos anos 1990 deu fim ao antigo modelo estatal e acabou jogando a criança fora junto com a água suja do banho. O “liberou geral” aboliu o sistema de planejamento a cargo da Eletrobras, interrompeu os inventários de novas usinas, amarrou o investimento estatal e deu protagonismo às decisões privadas descentralizadas.  

Tentando transformar a energia elétrica – um insumo universal e serviço público crucial − em uma mercadoria qualquer, os reformadores também aboliram o regime de remuneração pelo custo, converteram a geração em um segmento concorrencial, criaram um segmento de comercialização (envolvendo geradores, traders e grandes consumidores) e obrigaram as empresas integradas a desverticalizar seus ativos para promover o “livre acesso” ao sistema de transmissão. Imitando países de base térmica, ensaiaram permitir a venda da energia a preços de “livre” mercado até descobrirem o que David Ricardo já sabia no início do século XIX: que, ao contrário do que supõe o senso comum, num mercado com demanda garantida e grande diferencial de custos entre ofertantes, os preços subiriam ao patamar do produtor menos eficiente, distanciando-se muito dos custos médios de produção.  

Obrigados a recuar, porém, os reformadores não abandonaram a essência do projeto. Criaram um sistema de comercialização, vigente até hoje, onde os saldos entre a energia contratada e a efetivamente despachada são liquidados por um “preço spot”, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que, em essência, nada mais é do que o custo marginal de operação (CMO) do parque gerador. Esqueceram, contudo, que o PLD ou preços livres de curto prazo não podem ajustar as condutas e produzir eficiência porque o sistema hidrelétrico brasileiro não guarda qualquer semelhança com o ideal da concorrência perfeita.  

De fato, onde predominam grandes usinas hidráulicas interligadas por extensas linhas de transmissão, é a coordenação (e não a competição) que permite o máximo aproveitamento dos recursos ao menor custo. Aqui as linhas de transmissão funcionam como vasos comunicantes que integram o conjunto dos produtores e é isso que permite o máximo aproveitamento coletivo dos recursos. Se chove mais num local, o Operador Nacional do Sistema (ONS) aciona mais as usinas daquela região, guardando a água mais escassa de outras bacias.  

Nesse sistema, portanto, a operação centralizada obriga o ONS a calcular o custo marginal de operação (CMO) de cada unidade para definir a ordem de despacho e otimizar o custo total do parque gerador. A especificidade hidráulica dos ativos, porém, torna o CMO tão incerto quanto as chuvas. Essa é, portanto, uma decorrência inescapável do Sistema Interligado Nacional (SIN), um sistema que, de um lado, pode fornecer energia renovável e barata, mas que, de outro, apresenta um CMO bastante volátil.  

Dadas essas especificidades, se a comercialização for entregue a uma lógica puramente mercantil como de fato se fez desde os anos 1990, a forte oscilação do CMO, refletida no PLD ou nos preços livres, favorecerá comportamentos especulativos, curto prazistas e instabilizadores. Em condições de escassez de investimentos e chuvas, haverá riscos muito elevados e, com eles, prêmios altíssimos. Não por outra razão, o então mercado atacadista praticamente não liquidou contratos nas proximidades da crise de 2001. 

Embora o modelo de comercialização tenha falhado, a causa principal do fracasso da reestruturação dos anos 1990 foi outra. Num contexto de contenção de investimentos públicos e introdução da competição na comercialização de energia, a perspectiva de privatização das lucrativas geradoras estatais desestimulou os investimentos privados em nova capacidade, deixando o legado do “apagão” e da explosão tarifária associada à entrada emergencial de usinas térmicas mais caras. Não restou alternativa senão chamar o Estado de volta para realizar a “socialização das perdas” e desenhar uma nova reestruturação seis anos após o início da aventura. O resultado da nova reforma, porém, foi um modelo “híbrido”, igualmente incapaz de equacionar os desafios do nosso tempo.  

O modelo híbrido atual 

Em que pesem avanços como a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), melhorias no licenciamento ambiental e a tentativa de resgate do planejamento, o novo modelo inaugurado em 2004 não aboliu a lógica da escassez. Na tentativa de conciliar o inconciliável, o setor foi fatiado em dois: criou-se um Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e um Ambiente de Contratação Livre (ACL). Com o ACR, tentou-se retomar o planejamento a partir de leilões onde as distribuidoras são obrigadas a comprar energia para a totalidade de seus clientes, mas no ACL, que perfaz 30% do mercado total, não há obrigação de contratação a longo prazo.  

O resgate do planejamento foi precário porque restrito ao ACR e apenas indicativo. Com efeito, são as projeções das distribuidoras que chancelam a expansão da geração, o que faz a oferta caminhar sobre o fio da navalha da demanda esperada. Apesar da instabilidade do PLD ser um convite ao curto prazo, confiou-se que, no ACL, as decisões isoladas seriam sempre pela contratação no longo prazo.   

A despeito do exíguo planejamento, o baixo crescimento da economia tem evitado o pior. Ameaças de racionamento rondam o setor desde 2014, mas o baixo crescimento do consumo nos salvou dessa arriscada lógica e de atrasos em novas usinas e linhas de transmissão. Metodologia arriscada e atrasos de obras são problemas graves, mas talvez a principal limitação tenha sido a incapacidade do modelo atual antecipar e enfrentar a crise estrutural do sistema hidrelétrico.  

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Unisa hidrelétrica de Itaipu (Foto: Itaipu Binacional/ Fotos Públicas)

A escassez encomendada 

Tendo abandonado os estudos de inventários nos anos 1990, e contando com um arcabouço de licenciamento incapaz de trazer as partes interessadas para dentro das discussões desde o início, assistiu-se cada vez mais à implantação de usinas com pequenos reservatórios. Paralelamente a isso, o mercado continuou crescendo a taxas elevadas até 2015. O resultado foi a redução brutal da capacidade de armazenamento: se no início dos anos 1990 os reservatórios guardavam água para dez meses de consumo, em 2015 essa relação mal totalizava quatro meses. Isso ocorreu no mesmo período em que as mudanças climáticas e o acirramento da disputa pelos usos múltiplos das águas já davam as caras.  

A insuficiência do planejamento não antecipou e nem reagiu bem à presença de reservatórios menores e baixas afluências. Ao invés de encaminhar soluções que pudessem minimizar essas tendências, os governos permitiram que grande parte da capacidade adicional do sistema resultasse de térmicas caras e poluentes. 

Contratar novas térmicas e manter outras ainda mais custosas mostrou-se um grande equívoco porque tais escolhas aceleraram o esvaziamento dos reservatórios. De fato, mais da metade da capacidade de geração térmica do país é composta por usinas com custos variáveis unitários (CVU) superiores a R$ 200,00/MWh. E quase 20% desse parque é formado por unidades que têm custos iguais ou superiores a R$ 500,00/MWh! Como algumas das usinas hidráulicas apresentam custo de cerca de R$ 75,00/MWh, essa brutal diferença induz o ONS a esvaziar os reservatórios para evitar acionar térmicas muito caras. Mesmo que o risco futuro de um racionamento não seja desprezível, o modelo de otimização vai apontar que é preferível reduzir o custo presente despachando mais as hidráulicas. 

Os impactos financeiros 

Em casa que falta o pão, todos brigam e ninguém tem razão. Em meio às ameaças de racionamento, as autoridades não ficaram inertes. Para responder à escassez de oferta desde antes de 2015, os consumidores foram obrigados a pagar encargos adicionais. Veio a energia de reserva para dar alguma margem de ociosidade ao sistema e, com ela, um encargo (EER) que já custou ao consumidor R$ 150,00 bilhões. Em resposta aos anos de hidrologia desfavorável e premido pelo risco de racionamento desde 2014, o ONS também se viu obrigado a acionar mais térmicas do que o previsto no seu modelo de otimização. Isso trouxe o encargo de segurança do sistema (ESS) que, só de outubro de 2020 a março de 2021, totalizou R$ 7,1 bi 

Com a imposição da lógica da escassez pela deficiência do planejamento também perdemos a energia secundária, um bônus que existia no setor e que era decorrente da capacidade do conjunto dos reservatórios guardar para o futuro a água que eventualmente vem acima da média histórica. Não só perdemos a energia secundária como ganhamos o problema reverso: o risco hidrológico (mais conhecido como “problema do GSF”1). 

Como a venda de energia por geradores e comercializadores passou a ser guiada por decisões individuais desde a reforma dos anos 1990, os bônus (energia secundária) do sistema deixaram de ser coletivos e foram “privatizados”. Já os ônus nunca deixaram de ser socializados. Do início dos anos 2000 até 2013 não houve desequilíbrio financeiro. Ao contrário, a oferta abundante de energia barata resultante da descontratação compulsória das empresas do grupo Eletrobras2 e da grande redução de consumo pós-apagão de 2001 se somou à energia secundária que ainda existia e inundou o ACL. Essa energia barata, na prática, subsidiou o mercado livre por uma década. Os consumidores de menor porte, presos ao ACR, não foram convidados para a festa e, assim, o “mercado funcionou bem” até meados da década passada. 

O cobertor, contudo, foi ficando curto. A partir de 2014 inexiste energia secundária e os reservatórios já não têm a mesma capacidade de regularização. Se faltam chuvas, o ONS precisa guardar água e os geradores hidráulicos passam a gerar menos energia do que a negociada em contratos. O que torna dramática a situação é que, no contexto de escassez, as empresas subcontratadas precisam comprar no mercado de curto prazo a diferença entre o que foi negociado e a energia efetivamente gerada. Mas como esse diferencial é valorado pelo PLD e esse preço tende a subir às alturas quando o ONS aciona térmicas, os prejuízos são enormes.  

A precariedade do planejamento jogou areia nas engrenagens da comercialização. Geradores já não queriam assumir o risco hidrológico até então negligenciado e que, pela lógica do modelo, caberia ao gerador-competidor. A inadimplência atingiu R$ 7 Bi e a judicialização chegou ao setor. 

Para fazer o mercado fluir de novo, foi então que o governo ofereceu às empresas que desistissem dos processos judiciais a extensão do prazo de concessão das suas usinas. Os prejuízos foram coletivizados e o risco hidrológico passou para o bolso do consumidor. A ANEEL calcula que, entre agosto de 2013 e agosto de 2018, o problema do GSF tenha custado R$ 16,7 Bi ao consumidor do ACR. 

Em suma, o consumidor que não foi convidado para a festa do mercado livre, agora paga a fatura das decisões descentralizadas. As tarifas que já haviam crescido muito nos anos 19903, voltaram a subir: segundo a ANEEL, a tarifa média total cresceu 50% acima da inflação de 2001 a 2018 

A inadequação do arranjo institucional e do planejamento setorial revelam-se na crise estrutural do SIN, nos riscos ocultos e nos prejuízos inesperados. A cada novo problema, surgem “puxadinhos” regulatórios. A complexidade, as tarifas e os sustos seguem aumentando em sintonia com a fé inabalável no poder estabilizador das decisões individuais descoordenadas. 

A agenda da modernização 

Como não poderia deixar de ser, os inúmeros problemas desencadearam reflexões e novas propostas. A Consulta Pública nº 33 (transformada em PL 1.917/15), a mais abrangente proposta de reformulação do setor, entende que a solução para tais problemas passa por instrumentos adicionais de mercado.  

Quanto ao preço, a ideia é abandonar o PLD e introduzir um sistema de livre oferta. Quanto ao ACL, a proposta é ampliá-lo. Com a ampliação do ACL, outra proposta que surge é liberar as distribuidoras da obrigatoriedade de contratar energia para atender 100% do mercado projetado. Em contrapartida, recomenda-se separar a contratação de lastro (capacidade) e energia e obrigar todos os agentes a contratar ambas as modalidades. O pressuposto é que, se estimulados pelos corretos sinais de preço e de mercado, os agentes saberão valorar os riscos e comprarão energia de modo correto, induzindo a expansão. Em relação à privatização da Eletrobras, os argumentos são os discutíveis de sempre: “aparelhamento político4, eficiência supostamente superior das empresas privadas e amarras burocráticas nas estatais5”.    

Em artigo recente6, o professor Ronaldo Bicalho alerta: “um setor elétrico pode escolher ser mais ou menos moderno, mas ele não pode deixar de ser contemporâneo e ignorar sua circunstância. Ele precisa responder as questões colocadas pelo seu tempo e lugar”. Lamentavelmente, a modernização em pauta no setor elétrico está fora do tempo e do lugar. Ela confunde a transição para o futuro com a transição completa para um regime de mercado abstrato, completamente estranho ao caso brasileiro. 

Está fora do lugar porque ignora que as especificidades do SIN tornam o planejamento de longo prazo e a coordenação as principais vias de se atingir a eficiência e enfrentar a crise atual. Está deslocada da realidade porque insiste em conceber a energia elétrica como mercadoria qualquer, afastando-a dos princípios da modicidade, universalidade e continuidade que devem reger os serviços públicos e os insumos universais. A suposta modernização, em suma, quer subordinar a energia à lógica das commodities, esquecendo-se da enorme pobreza (energética, material e de direitos) que assola o Brasil.      

A modernização brasileira é estrangeira também no tempo porque não está em sintonia com os desafios que se colocam para o futuro. Como insumo universal, a energia barata e segura continua sendo base para o desenvolvimento. E se tornará cada vez mais indispensável numa sociedade digitalizada, tecnologicamente avançada e que ruma para a transição energética.  

A construção do futuro  

No caminho da transição energética há riscos, incertezas e conflitos. Acelerar a participação das energias renováveis, vencer os problemas relacionados à sua intermitência e aumentar a resiliência do sistema elétrico – sobretudo numa era de eventos climáticos intensos e ataques cibernéticos mais frequentes − vai exigir mais do que decisões descentralizadas e funcionamento regular do mercado. Aliás, sobre decisões descentralizadas e ausência de coordenação, os sérios problemas verificados recentemente na Califórnia, no Texas e no Amapá deveriam bastar para demonstrar a temeridade de uma estratégia 100% mercadista.  

O mercado de energia não deveria causar sérios danos aos produtores que labutam nos mercados de bens e serviços. Os investimentos em energia devem antecipar o futuro e correr à frente da demanda. Foi isso que nos ensinou o desenvolvimento brasileiro até o final dos anos 1970. Mais do que soluções puras de mercado, é indispensável contar com um sistema de planejamento e uma política energética consistentes que, em conjunto com outras políticas públicas, criem o futuro pensando no interesse geral da sociedade à frente dos interesses ora estabelecidos. 

Para tanto, precisamos de grandes empresas e não de uma anacrônica política de desconcentração inspirada numa teoria econômica que só existe nos manuais. Essa é a realidade no mundo hoje: as grandes empresas transnacionais comandam ampla reorganização no setor energético mundial.  Os atuais grandes grupos do setor são frutos da insistente presença do Estado, seja diretamente, no caso dos grandes grupos asiáticos, seja indiretamente, no caso dos grandes grupos europeus privados, mistos ou estatais, que se concentraram e se internacionalizaram com suporte de seus Estados de origem: Alemanha, França, Espanha e Itália. 

Se a transição energética traz incertezas e enormes desafios, que tipo de empresa poderá enfrentá-los num contexto de concentração dos mercados globais? Seriam as empresas menores, agindo de modo descentralizado, que é o ideal da modernização à brasileira? 

A privatização da Eletrobras enseja muito mais riscos do que promessas. A possibilidade de fracionamento da empresa sinaliza deseconomias de escala e de escopo. A capitalização que traz a perda de controle do Estado pode trazer também a primazia da lógica da geração de valor para o acionista, com evidente perda de protagonismo e capacidade de coordenação. A financeirização pode comprometer a sobrevivência do Cepel e do Procel e, assim, prejudicar o avanço da tecnologia, da eficiência energética e os interesses de todas as partes relacionadas.  

No livro A Sociedade Afluente, J. K. Galbraith afirma que a sabedoria convencional não se adapta ao mundo que ela deve interpretar, mas à visão que as pessoas têm do mundo. Por conveniência ou simplicidade, a visão que a maior parte dos analistas tem do setor elétrico brasileiro é a de que ele deve operar de acordo com um ideal concorrencial abstrato. Não deixa de ser intrigante a incansável reedição dessa sabedoria no caso brasileiro.  

Em seu novo livro Mission economy: a moonshot guide to change capitalism, a economista Mariana Mazzucato enfatiza que a pandemia e a urgência do problema climático escancararam a necessidade da coordenação. Ela lembra também que o mercado não é simplesmente o universo da empresa ou apenas o ambiente dos negócios, mas o resultado da forma como se organizam e se governam os negócios. Nessa concepção bem mais realista do que a visão binária que contrapõe Estado e mercado, o governo não deve se restringir a corrigir falhas de mercado.  

Mazzucato não defende um Estado grande e nem pequeno, mas um Estado que tem uma missão a realizar, que cria uma rede de agentes que buscam, de modo cooperativo, as soluções para os problemas mais relevantes. É, enfim, um Estado que vê o futuro, organiza a inteligência e mobiliza esforços de uma ampla rede de agentes para criar novas capacitações e novos mercados. Não é o velho, mas um novo Estado que dá a direção, alinha instrumentos e promove inovações em colaboração. Este novo Estado possível não busca o máximo valor apenas ao acionista, mas a geração e distribuição do valor para todas as partes relacionadas.  

Voltando ao livro de Galbraith, nele há uma advertência alvissareira sobre os conhecimentos estabelecidos: “o golpe fatal à sabedoria convencional ocorre quando as ideias convencionais falham notoriamente em lidar com alguma contingência à qual a obsolescência tornou-as manifestadamente inaplicáveis. Esse, mais cedo ou mais tarde, deve ser o destino das ideias que perderam sua relação com o mundo”. 

 

Ricardo Buratini, José Augusto G. Ruas e Luiz G. Belluzzo são professores da Facamp, coordenador e colaboradores do Núcleo de Estudos de Economia e Energia (NEE) da Facamp. 

 

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O Observatório da Economia Contemporânea tem como foco a discussão da economia nas suas várias dimensões; estrutural e conjuntural, empírica e teórica, internacional e doméstica. Sua ênfase, porém, será na política econômica, com acompanhamento aprofundado da conjuntura internacional e da economia brasileira no governo Bolsonaro. Fazem parte do Observatório, economistas e cientistas sociais, professores e pesquisadores de diversas instituições, listados a seguir: Alex Wilhans, Alexandre Barbosa, André Calixtre, André Biancarelli, Angelo Del Vecchio, Antonio Correa de Lacerda, Bruno De Conti, Carolina Baltar, Claudio Amitrano, Claudio Puty, Clelio Campolina, Clemente Ganz Lúcio, Cristina Penido, Daniela Prates, David Kupfer, Denis Maracci Gimenez, Elias Jabbour, Ernani Torres, Esther Bermeguy, Esther Dweck, Fabio Terra, Fernando Sarti, Giorgio Romano, Guilherme Magacho, Guilherme Mello, Isabela Nogueira de Moraes, Ítalo Pedrosa, João Romero, Jorge Abrahão, José Celso Cardoso, José Dari Krein, Luiz Fernando de Paula, Luiz Gonzaga Belluzzo, Marcelo Manzano, Marcelo Miterhof, Marcos Costa Lima, Marta Castilho, Maryse Farhi, Nelson Barbosa, Paulo Nogueira Batista Jr., Pedro Barros, Ricardo Carneiro, Tânia Bacelar e William Nozaki. 

 



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