Roberto Pereira D’Araujo (*)
- Introdução.
Teoricamente, o papel de um cidadão numa sociedade avançada e organizada é ser agente ativo e corresponsável pelo bem comum. Em sociedades desenvolvidas, isso vai além de pagar impostos e obedecer às leis. Generalizando, cada indivíduo equilibra direitos e deveres, participando da governança e moldando o futuro coletivo.
Por incrível que pareça, o nosso setor elétrico pode ser entendido como uma “sociedade” muito mais exigente! Além de obedecer a regulações, cada participante deveria ter noção do seu papel sobre o total do sistema. O “individualismo”, levado além de certos limites, afeta a coletividade num setor essencial.
No nosso caso, a implantação do modelo mercantil incentivou alguns participantes a não compreenderem seu papel sobre o funcionamento estável de uma rede tão complexa como a brasileira. Se o mercado é livre e o planejamento é indicativo, o resultado pode ser o inesperado.
As privatizações também colaboraram para formar um ambiente fragmentado e com interesses conflitantes. Mas, é perceptível que, no período analisado, o Brasil passou por fortes mudanças, como a perda de participação da indústria no PIB, que atingiu 26% negativos (de 36% para 10%). As privatizações possuem relação direta com a desindustrialização, mas não como causa única. O processo de desestatização nos anos 90 fez parte de uma reestruturação macroeconômica que reduziu drasticamente o peso da indústria no PIB nacional
- As excentricidades das privatizações.
Em 1989, o Consenso de Washington foi um conjunto de diretrizes econômicas que, através do FMI, Banco Mundial e Tesouro dos EUA visava conter a crise da dívida na América Latina por meio de ajuste fiscal, desregulamentação, abertura comercial e, principalmente, privatizações.
O capital internacional buscava novos mercados e formulou um conjunto de condições para atrair a aplicação de recursos em países periféricos classificados como “arriscados”. A privatização das empresas do setor sempre foi um plano que já causava estranheza, pois países que têm predominância hidroelétrica, ou que essa forma de gerar energia desempenha um papel importante na sua estrutura, mantiveram o controle público.
Esse seleto “clube” que o Brasil abandonou há pouco tempo inclui Canadá, Estados Unidos, Suécia, Noruega, China e Índia. Evidentemente, o argumento comum é que o uso múltiplo da água envolve irrigação, transporte fluvial, controle de cheias, suprimento de água, e, a própria geografia. Uma gestão pública para equilibrar o interesse social com a geração de energia através da hidroeletricidade é claramente necessária. Assim, o Brasil passou a ser o único país com as características mencionadas acima que privatizou todo seu setor elétrico.
Além dessa excentricidade, desde a década de 90, o Brasil privatizou mais de 100 empresas estatais. A privatização da Eletrobras não foi a “inauguração” da venda de empresas do setor, pois, a Escelsa, Light, CERJ, Elektro, CPFL, Coelce, Eletropaulo, Coelba e Gerasul (parte da Eletrosul) já tornava evidente uma forte tendência nesse sentido. Exemplos de outros setores: Companhia Siderúrgica Nacional, a Vale do Rio Doce, a Usiminas, a Embraer, a Telebrás (para uma lista detalhada basta consultar o site do BNDES.
A Eletrobras não estava tão endividada como outras empresas públicas, pois o uso das tarifas de energia para controlar a inflação, que ocorreu de forma mais intensa entre1980 e o início da década de 1990, já havia sido compensado pela CRC (Contas de Resultados a compensar).
A forma como se deu a privatização também faz parte da coleção de excentricidades brasileiras. Adotou-se um modelo de capitalização que diluiu a participação do Governo Federal, transformando a estatal em uma corporação de controle pulverizado, onde, mesmo tendo 43% das ações, o governo só detinha 10% de poder de voto.
A experiência das privatizações recordes, ao contrário do esperado, não impulsionou a melhoria do crescimento econômico. Desde a década de 90 até 2025, o PIB brasileiro cresceu sempre abaixo do PIB médio do mundo. Isso pode ser constatado na página do FMI. No período, a diferença acumulada entre o crescimento brasileiro e o mundo chega a 160% negativos! (**)
- A excentricidade da modelagem.
O nosso caso foi particularmente extravagante. A natureza moldou nossa geografia de grande latitude, com recursos naturais renováveis, principalmente as usinas hidrelétricas. Esse fato tem implicações importantes na escolha da forma de exploração desse serviço, pois pode haver indevidas apropriações de renda associada ao modelo, risco já previsto durante a modelagem. Outra rara singularidade, as nossas linhas de transmissão que conectam as regiões funcionam como dutos que transportam algum excesso de afluências de uma região para outra otimizando a reserva pois temos um sistema que lida com climas distintos por conta da latitude do território.
Nessa trajetória, uma das maiores dificuldades da modelagem foi a necessidade de definir um valor fixo de energia para cada usina, a “garantia física”. Ela seria o máximo de energia que uma usina pode comercializar em contratos.
O ONS comanda a produção de energia para garantir eficiência máxima ao Sistema Interligado Nacional. Quando uma usina gera mais energia do que sua garantia física, foi preciso criar um “excedente financeiro” para cobrir o déficit de usinas que produziram menos. O MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) é um sistema financeiro que compartilha o risco hidrológico entre as usinas hidrelétricas brasileiras.
O Brasil sempre usou o conceito de marginalidade para representar seus custos. O custo marginal de operação (CMO) é o valor necessário para produzir uma unidade adicional (1 MWh) de eletricidade. No nosso singular setor, ele varia conforme a expectativa hidrológica e é dependente das fontes de energia utilizadas.
Para os leilões funcionarem, era preciso definir um limite que o governo aceitaria pagar por uma nova usina. Portanto foi necessário o desenvolvimento do CME (Custo Marginal de Expansão), que passou a ser uma das funções da EPE (Empresa de Pesquisa Energética).
A lógica do modelo que definia a necessidade de expansão da oferta ocorreria quando o custo marginal de operação médio ultrapassasse o custo marginal de expansão. Abaixo, alguns exemplos de valores adotados em alguns períodos.
| Plano Decenal (Estudo) | CME (R$/MWh) |
| PDE 2006-2015 | R$ 118 |
| PDE 2007-2016 | R$ 138 |
| PDE 2008-2017 | R$ 146 |
| PDE 2019 | R$ 113 |
| PDE 2020 | R$ 113 |
| PDE 2021 | R$ 102 |
| PDE 2022 | R$ 108 |
| PDE 2023 | R$ 112 a R$ 139 |
| Revisão 2016 | R$ 193 |
A análise estatística que tenha um nível de confiança compatível, enfrentando incertezas altas como em qualquer país tropical, exigiu uma expansão da amostra das afluências que só tinha 90 anos. A extensão de amostra, utilizando modelos de previsão multivariada com base na precipitação e vazões históricas, foi desenvolvida por Jerson Kelman e sua equipe no CEPEL. Assim, passamos a trabalhar com 2.000 anos de afluências.
Como o CMO é uma variável estocástica, e pelos altos custos associados a um possível déficit, ele assume uma distribuição assimétrica, com cauda longa à direita. A mediana é o valor central de um conjunto de dados ordenados, funcionando como uma medida de tendência central na estatística. No caso brasileiro, em função das nossas características tropicais, a mediana (em azul) é bem menor do que a média (amarela). O gráfico abaixo foi gerado usando o plano para 2016.
O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) é a referência do mercado de curto prazo para a energia elétrica. Calculado em R$/MWh, ele é usado para calcular e remunerar as sobras ou faltas de energia daqueles que geram ou consomem no Mercado Livre.
O que se observou ao longo de vários anos é que o PLD era praticamente igual ao CMO. Pelo critério adotado para definir valores fixos para hidrelétricas, num sistema equilibrado pelo critério CMO = CME, a probabilidade de o PLD assumir valores baixos ficou evidente. Portanto, devido a nossa excêntrica distribuição de probabilidades, quando o sistema está em equilíbrio, há grandes chances desse equilíbrio ser “corroído”, dada a vantagem do mercado livre comercializar energia aproveitando-se desse viés estrutural de preços baixos. No gráfico, um histórico do PLD (onde foi assumido um limite) e do CMO. O gráfico abaixo mostra que a tendência de CMO’s baixos perdurou por um longo período (2002 – 2012).
Entre 2012 e 2026, a situação hidrológica do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi predominantemente crítica e de escassez prolongada, marcada por sucessivos anos de afluência abaixo da média histórica. O modelo passou a exigir o uso constante de usinas termelétricas para garantir a segurança energética do país.
Mas, voltando a analisar nosso parque hidrelétrico, apesar de existir exceções, como a usina de Estreito no Tocantins, grande parte das hidrelétricas, hoje privadas, foram construídas por empresas estatais. Exemplos: São Simão (GO/MG), Salto Osório (PR), Salto Santiago (PR).
Esse incentivo estrutural, evidentemente, provocou uma insuficiência de investimentos independentes. Uma das soluções adotadas foram as parcerias com a Eletrobras.
Usinas hidrelétricas (mais de 20 GW no total) onde a Eletrobras atuou como parceira minoritária está disposto na tabela abaixo:
| Usinas em parceria | Início da parceria | Potência MW | Início da Operação |
| Foz do Chapecó | 2001 | 855 | 2010 |
| Serra do Facão | 2002 | 212 | 2010 |
| Peixe Angical | 2000 | 498 | 2006 |
| Mauá | 2006 | 361 | 2006 |
| Retiro Baixo | 2006 | 82 | 2010 |
| Dardanelos | 2006 | 261 | 2011 |
| Santo Antônio | 2007 | 3568 | 2012 |
| Jirau | 2008 | 3750 | 2013 |
| Belo Monte | 2010 | 11233 | 2016 |
| Teles Pires | 2011 | 1820 | 2015 |
| Baguari | 2006 | 140 | 2009 |
| Três Irmãos (reforma) | 2014 | 807 | 1995 |
| Sinop | 2013 | 402 | 2024 |
| Total | 23989 |
Uma potência muito superior à de Itaipu, construída sob essa forma, é um dos indícios que o setor privado não mostrou a independência e interesse em investir para manter o equilíbrio entre oferta e demanda. Em grande parte, a forma como o mercado livre atuou desde seu início, foi uma das razões para esse descasamento com a necessidade de investimentos específicos.
A maioria das fontes renováveis tais como solares, eólicas e pequenas centrais hidráulicas foram subsidiadas, segundo o painel “Subsidiômetro” da ANEEL. A esmagadora maioria dos grandes parques solares brasileiros foi construída sob o amparo de descontos de até 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (TUST e TUSD).
Praticamente todos os estados do Nordeste aplicam a isenção de ICMS na importação e na comercialização interna de aerogeradores, pás eólicas, inversores e painéis fotovoltaicos. Estima-se que esse incentivo represente uma desoneração tributária na casa de 12% a 18% do custo total de investimento (Capex) de um parque elétrico.
Historicamente, o Nordeste concentra cerca de 80% a 90% da capacidade eólica instalada no Brasil e mais de 60% da energia solar centralizada de grande porte. Assim, estima-se que a região abocanhe uma fatia de aproximadamente R$ 10 bilhões a R$ 12 bilhões por ano apenas em repasses da CDE vinculados a descontos de fios.
Enquanto isso, a evolução da tarifa residencial de energia continuava a crescer. Usando o argumento de que as usinas da Eletrobras estavam amortizadas, em 2013 o governo adota a medida provisória 579 no intuito de reduzir a tarifa. A nota técnica ANEEL 385/2012, editada em 24/10/2012, não utiliza os dados das próprias empresas. Adota uma metodologia estatística usando dados de outras usinas para calcular uma “tarifa” que “cobrasse” a amortização. Como não existem usinas hidrelétricas iguais, estranhos valores surgiram. Há inclusive erros de mencionar fator de potência ao invés de fator de capacidade na fórmula proposta.
Mesmo com a MP 579, a tarifa mostra um aumento real de 32%.
Há um grande dilema sobre a questão das amortizações hidroelétricas. Num sistema com mais de 20 GW de usinas térmicas bem mais caras, tentar reduzir tarifas usando apenas a questão da amortização das usinas hídricas, pode causar uma redução excessiva para compensar as altas tarifárias que, na realidade, não foram causadas por essa forma de geração. No caso da MP 579, dois efeitos foram percebidos: 1 – Um aumento da despesa de administração em relação à receita, o que pode ser interpretado como ineficiência. 2 – Uma redução de receita que pode cancelar o autofinanciamento para construção de novas usinas. Os Estados Unidos usam o conceito de “return rate regulation”, o que, com poucas diferenças, era o “custo do serviço” adotado no Brasil para exercer esse papel de autofinanciamento antes das privatizações.
Evidentemente, com tantas parcerias minoritárias e a responsabilidade de amenizar a alta tarifária, a Eletrobras, que durante 10 anos pagou dividendos de aproximadamente R$ 2 bilhões/ano, chegou zerar esse indicador positivo por 3 anos (2013 – 2015). Embora não fosse oficialmente classificada como uma empresa “dependente” do Tesouro, a Eletrobras ficou sujeita à aportes e injeções de recursos via fundos setoriais e emissões de títulos da União.
- A excentricidade de um planejamento apenas indicativo.
Hoje, com mais de 84% da sua capacidade instalada proveniente de fontes limpas, impulsionada pelo forte avanço da energia solar e eólica, o Brasil lida com o desafio de conciliar a intermitência dessa geração com a carga. Isso tem exigido manobras operacionais complexas do ONS para equilibrar o Sistema Interligado Nacional.
Cerca de 64% dos parques solares em operação têm como destino o Mercado Livre de Energia. Em termos de volume de produção, as grandes usinas destinam cerca de 80% de toda a sua energia gerada exclusivamente para o ambiente livre. Além disso, 90% das novas usinas em construção são focadas neste segmento.
Essa liberdade e incentivos concentrou os investimentos em duas regiões.
Nordeste: 52,0%, Sudeste: 46,8%, Sul: 0,5%, Centro-Oeste (incluindo o DF): 0,28% e Norte: 0,26%
Essa preferência pelo nordeste só é justificada pela maior eficiência da geração naquela região. Mas, qualquer usina, seja solar ou eólica deve ter uma carga que justifique sua presença naquele lugar. Entretanto, a região nordeste só consome cerca de 16% do total. Além disso, não existe capacidade de transmissão para levar essa energia para a região Sudeste.
O protagonismo do ambiente livre se deve à abertura do mercado de alta tensão e à desaceleração das contratações em leilões regulados. Enquanto isso, a geração solar voltada para telhados e pequenos negócios continua concentrada no sistema de compensação da Geração Distribuída. É importante chamar a atenção que essa Microgeração Distribuída foi um efeito relacionado com a alta tarifária.
Enquanto essa dose excessiva de eólicas e solares ocorriam no Nordeste com subsídios, a região SE/CO contava com as grandes “baterias”, que são os reservatórios. Se, complementados com usinas fotovoltaicas, podem exercer um papel essencial, sendo possível evoluir para um “sistema híbrido”. Estes projetos garantem a geração despachada resolvendo internamente a intermitência das fontes não despacháveis.
As principais usinas com reservatórios de grande volume na Região SE/CO são:
UHE Serra da Mesa (GO), UHE Furnas (MG), UHE Ilha Solteira (SP/MS), UHE Emborcação (MG/GO), UHE Marimbondo (MG/SP), UHE Itumbiara (MG/GO), UHE Nova Ponte (MG).
Nesse grupo, apenas Itumbiara, Ilha Solteira, Marimbondo e Furnas compartilham fisicamente a área de uma planta com projetos fotovoltaicos (usinas híbridas) para otimizar o uso da infraestrutura de transmissão.
Resumindo, enquanto os projetos da região Nordeste sofrem com constrangimentos (“curtailment”) de até 30%, a região SE/CO é um enorme potencial de investimentos que poderiam amenizar os dilemas que o ONS enfrenta.
- Conclusões.
O artigo não pretende afirmar que a privatização da Eletrobras foi consequência das dificuldades que a empresa teve que passar. Todos esses problemas poderiam ter ocorrido e a Eletrobras não ser privatizada.
Também não propõe uma solução para os problemas que já estamos passando e que, segundo características do “El Nino” que já está preocupando o nosso setor. Certamente teremos que decidir sobre baterias pequenas centrais nucleares e térmicas que certamente encarecerão as tarifas.
O que se mostrou foi que o modelo mercantil aplicado no Brasil e a adoção de um planejamento apenas indicativo foi, por etapas, construindo um sistema repleto de defeitos, desconexo com a evolução do sistema e que não respondia às expectativas mantidas desde a década de 90.
O exemplo estrutural de tendência de preços baixos no mercado livre é um caso de incompreensão do papel desses agentes com a expansão da oferta. Esse “individualismo” também ocorreu na expansão exagerada de eólicas e fotovoltaicas no Nordeste.
Repetindo o que foi dito na introdução, o nosso setor elétrico pode ser entendido como uma “sociedade” exigente! Além de obedecer a regulações, cada participante deveria ter noção do seu papel sobre o total do sistema. O “individualismo”, levado além de certos limites, afeta a coletividade.
(*) Engenheiro Eletricista M. SC., Ex-Diretor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético, Autor do livro “Setor Elétrico Brasileiro: Uma Aventura Mercantil”.
(**) Para conferir essa informação no site do FMI, basta escolher WORLD e BRAZIL no lugar “SELECTION”, escolher o período que se quer analisar e baixar uma planilha Excel que mostra as taxas de crescimento dos dois escolhidos. Se quiser checar crescimento acumulado, aplicar a taxa de cada ano a um valor referência (pode ser 100) e multiplicar acumuladamente.
