Setor elétrico-brasileiro-mimetização-e-fragmentação

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Setor elétrico-brasileiro-mimetização-e-fragmentação

  1. 1. Setor Elétrico Brasileiro: Mimetismo e FragmentaçãoRoberto Pereira d´Araujo1 1. Introdução.Olhado sob uma perspectiva de dez ou até vinte anos, não se pode dizer que, atualmente, o setorelétrico brasileiro esteja estagnado ou ameaçado de um novo racionamento. Percebe-se umaumento de interrupções de grande porte, mas elas são muito mais um problema de coordenação egestão do que de falta de investimento em geração. Também parece ser evidente que existem falhasgraves na fiscalização das empresas distribuidoras que mostram um aumento do seu índice dedesligamentos, além de outros defeitos ameaçadores à segurança dos cidadãos.Mas, o que parece ser indiscutível e surpreendente é que, por alguns motivos, perdemos a vantagemcomparativa da energia a preços módicos. Confrontos com sistemas de matriz energéticasemelhante são tão díspares, que não resistem nem às possíveis dúvidas sobre câmbios ouimpostos. Ao mesmo tempo, passamos a ter uma estrutura extremamente complexa, tornando umsetor de tecnologia bastante conhecida num grande mistério para a maioria das pessoas. A razãoestá ligada ao fato do Brasil ter passado por uma mudança profunda de paradigma em temporecorde. A nossa experiência não foi uma simples aplicação de uma fórmula de sucesso em outrospaíses. A transposição exigiu uma complexa, subjetiva e ainda incompleta adaptação.Conseqüência direta, o ambiente de regulação e comercial apresenta sintomas de inquietude einstabilidade. Sendo a energia elétrica brasileira advinda de uma riqueza natural e renovável, épreocupante o surgimento de indícios de que essa complexidade possa estar ocultando a captura devantagens não isonômicas entre consumidores. Num país com tantas carências sociais, essa é umaquestão relevante. O presente artigo procura esclarecer essas polêmicas. 2. A singularidade evidente.Segundo dados de 20092, o Brasil produziu 2% da eletricidade no mundo, numa lista onde osEstados Unidos responderam por mais de 20%. Apesar dessa participação quase marginal, arenovabilidade da nossa matriz nos coloca como um dos líderes na produção de energia advinda defonte não fóssil, uma raridade no mundo.Considerando apenas a hidroeletricidade, a forma renovável mais importante, o Brasil ocupa asegunda colocação (12%) com a China em primeiro (15%). O dado impressionante é que apenasseis países (China, Brasil, Canadá, Estados Unidos, Rússia e Noruega) detêm quase 60% dessaforma de produção. Mesmo nesse “clube”, há outras características que nos diferenciam aindamais. A primeira é a predominância da hidroeletricidade na matriz. Enquanto a Noruega tem 99%de sua energia de origem hídrica, o Brasil tem 82%, o Canadá 60%, a Rússia 20% e os EstadosUnidos apenas 8%3. Essas proporções também mostram que, mesmo entre os líderes da energiahidroelétrica, há diferenças marcantes entre esses sistemas.Afunilando ainda mais a seleção acima, há sistemas capazes de armazenar a energia primáriaprodutora da eletricidade, a água, em quantidades significativas em relação ao consumo. Com essefiltro, sobram apenas dois sistemas: o canadense e o brasileiro. O Canadá possui reservatórioscapazes de guardar quase 700 km3. O Brasil figura em segundo lugar com 500 km3. O Canadá nãotem seu sistema completamente integrado, mas a província de Quebec é capaz de armazenar oequivalente a três meses da sua carga. O Brasil, com seu sistema interligado guarda cinco meses de1 Engenheiro Eletricista aposentado. Ex-chefe de departamento em Furnas – Autor do livro Setor ElétricoBrasileiro: Uma aventura mercantil.2 http://www.iea.org/Textbase/nppdf/free/2009/key_stats_2009.pdf3 Energy International Agency (dados de 2007)
  2. 2. carga. Se essas características recordes não são fatores importantes para determinar o modelo deexploração comercial dessa vantagem, o que mais seria? 3. Mimetismo.Apesar das similitudes no mundo físico, o Brasil não foi buscar no Canadá sua inspiração.Escolheu a Inglaterra como o seu espelho para o setor elétrico, inclusive com a contratação deconsultores daquele país4. Afinal, a década de 90 foi pródiga em aplicar receitas genéricas aqualquer sistema, independente das características físicas. Foi uma espécie de “One size fits all” nomundo comercial. Claro que a adoção de um modelo competitivo sobre o sistema brasileiro exigiuuma considerável adaptação. Essa é a questão menosprezada pelos analistas e pela sociedade, atéporque bastante desconhecida.Só a informação de que, no nosso atual modelo de mercado, uma usina não comercializa a sua própriaenergia, mas sim uma fração da energia total do sistema, já é uma frase repleta de significado. Essa“parcela” é determinada por uma complexa metodologia que “emite” um certificado que procuraavaliar a importância da usina para o sistema. Independente dos problemas desse método, é claro quehá um “todo” que se sobrepõe ao individual. Isso se dá em sistemas com características de monopólionatural5. A razão física não é difícil de entender, já que se trata de um sistema que lida com um estoquecompartilhado de reserva energética. É compartilhado porque qualquer usina tem influência sobre ele.Como é nacional, a transmissão é parte ativa desse sistema, aumentando a oferta de energia segura6. Adiversidade hidrológica e a variabilidade das afluências exigem um operador nacional, que despacha asusinas sob ótica monopolística, com liberdade de decidir quem, quando e onde gerar. As decisões sãoindependentes de contratos comerciais e se baseiam em estimativas sobre o futuro.O processo é um excelente exemplo de aplicação de uma teoria de utilidade subjetiva esperada7, pois,como se verá, a decisão é tomada com base em diversas expectativas e sujeita a parâmetros subjetivos.Raros sistemas no mundo têm uma variável matemática como o Custo Marginal de Operação (CMO)no núcleo do seu modelo comercial. Trata-se de um valor em R$/MWh que espelha o valor da energiareservada no sistema perante um futuro esperado sob a ótica de um operador de todo o sistema alheio aquestões comerciais. O CMO é a variável chave para a decisão da operação e dependente de variáveisaleatórias. Tanto a carga do sistema quanto a energia afluente são grandezas estimadasprobabilisticamente. Com base nesse valor, o operador despacha a energia das usinas térmicas e, assim,gere a reserva energética que pode equivaler a quase meio ano de consumo. Dado o tamanhocomparativo à carga, o horizonte afeto ao processo atinge cinco anos. Aqui, ao contrário de outrossistemas mercantis, decisões do passado afetam o presente que, por sua vez, interfere no futuro.Estimativas de futuro condicionam o presente. 4. Um modelo mercantil, mas dependente de parâmetros subjetivos.À primeira vista, poderia parecer que um setor gerido por leis do mercado estivesse livre deparâmetros e valores que dependem de uma visão de política de governo. Antes da reformamercantil iniciada em 1995, o setor foi expandido e operado adotando-se um critério de garantiafixo (riso de racionamento < 5%) que era uma escolha estudada, mas como toda escolha, bastantesubjetiva. A mudança de modelo exigiu que qualquer critério fosse traduzido ou justificado atravésde um custo. Assim, a filosofia do mercado, da concorrência e da competitividade se “ajustaria”4 Na década de 90, a empresa inglesa Coopers&Lybrand foram consultoras das reformas implantadas.5 Para uma discussão mais detalhada consultar: Leslie Terry: Monopólio Natural na geração e transmissão nosistema elétrico brasileiro. A Reconstrução do Setor Elétrico Brasileiro – Paz e Terra - 20036 Esse é um efeito que não se observa em nenhum outro sistema no mundo, nas proporções brasileiras.Avaliações podem ser encontradas em Metodologia de Cálculo da Energia Firme de Sistemas Hidrelétricoslevando em consideração o uso múltiplo da água. Jerson Kelman – ANA – Nov-20027 Zanetti - Utilidade Esperada Subjetiva com Descrição Imperfeita das Conseqüências. USP (2008)
  3. 3. mais suavemente ao sistema brasileiro. Entretanto, a singularidade brasileira torna essa pretensãouma mitologia.Na realidade, a subjetividade ficou apenas mais “oclusa”, mas permanece a mesma. Ao invés deuma taxa de risco fixada de acordo com uma visão de política energética, agora temos um critériode igualdade de custos marginais8, onde tudo parece fluir sob a lógica mercantil. Muitas vezes, nosdebates do setor, é possível ver que muitos se esquecem que os valores em Reais, que parecem tãoconcretos, também dependem de uma escolha altamente subjetiva.Dada a variabilidade dos cenários futuros, decorrente da grande dispersão das afluências,ocorrência de déficits de suprimento é um evento bastante possível. Portanto, um valor para o custodo déficit de energia (CD) tem que ser arbitrado. Esse valor permeia todas as relações comerciais,porque, na realidade ele é o próprio risco de déficit. Mesmo admitindo que um “custo social” façatal representação, os estudos envolvem modelos econométricos bastante subjetivos, pois“simplificam” uma realidade altamente complexa9. Uma taxa de desconto futuro (TD) também énecessária para trazer a valor presente todas as ocorrências econômicas futuras. Esses doisparâmetros, além de serem valores dependentes de visões subjetivas, são grandezas que, por suanatureza, ultrapassam o âmbito do setor elétrico. Apesar disso, atualmente, são parâmetros tãodefinidores de política quanto as velhas taxas de risco, mas, hoje, tornaram-se números internos aosetor fixados sem uma ampla discussão sobre suas conseqüências10.Mas, por força da modelagem, o setor é obrigado a assumir o risco de seu cálculo. O tema ganhaconseqüência mais sérias, quando esses parâmetros são assumidos como imutáveis, numametodologia alheia às conseqüências comerciais e de políticas energéticas, até porque ela se originade uma visão meramente operativa. Entre as mutações ocorridas na mercantilização do setor, umadelas é a ascensão da importância de uma técnica matemática usada apenas para operar a reservaenergética. Mesmo agora, num novo contexto, os princípios dessa metodologia são os mesmos dopassado. 5. O virtual e o realComo uma usina não vende a sua própria energia, diferenças entre o comercializado e o gerado têmque ser “liquidado” numa câmara de compensação. Isso se faz através da Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica (CCEE) que compara mensalmente os dados de geração e os contratos fazendouma espécie de operação débito-crédito, ressarcindo quem gerou acima de suas obrigações contratuaise cobrando de quem ficou abaixo. Como a decisão de gerar não é tomada pelo agente, mas sim pelooperador, como se definem os preços de troca? Optou-se por um preço denominado Preço deLiquidação de Diferenças (PLD) totalmente baseado no Custo Marginal de Operação (CMO)11. Esse éo aspecto mais bizarro do atual modelo, pois coloca no centro de interesses comerciais o modelo deoperação, justamente aquele que é isento de influências do mercado.Apesar da intenção inicial da modelagem, a distância do paradigma inglês é enorme. Lá a geraçãofísica está ligada à competição por mercados. O despacho diário é feito com “leilões” a cada meia8 O atual critério de garantia procura a igualdade entre o Custo Marginal de Operação e o Custo Marginal deExpansão. Assim, teoricamente, estaríamos garantindo que a expansão só se faz necessária a partir de umcerto nível de custos de operação.9 É importante salientar que o custo de déficit é apenas outra forma mais sofisticada de definir o risco dedéficit, já que há uma dependência inversa entre os dois. Quanto mais alto o custo de déficit, menor o risco evice-versa.10 Para uma ampla discussão sobre a questão do Custo do Déficit consultar Relatório: Seminário COPPE –UFRJ sobre política energética do setor elétrico – Março 2011 -http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/eletrobras/estudos/coppe1.pdf11 As diferenças básicas são limites superiores e inferiores.
  4. 4. hora, numa correspondência quase biunívoca entre o lado mercantil e o lado físico. Além disso, aexperiência inglesa não foi isenta de problemas12.Os certificados de energia assegurada, fixos apesar da variabilidade do mundo real, são calculadosna fase de planejamento pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e, para isso, a metodologia e asingularidade brasileira exigem uma operação representada no futuro. O certificado é obtido poruma simulação da operação real no computador para uma configuração futura, portanto, comusinas que ainda estão no papel. Assim são feitos os leilões e definidos os preços. Apesar do riscoembutido em qualquer visão do porvir, alguém poderia argumentar que, pelo menos, estamosantevendo a operação desse sistema. A pergunta que surge é: Os critérios usados pelo planejamentoe operação são os mesmos? Infelizmente a resposta é negativa. Uma série de efeitos pode resultardessa inconsistência13, sendo alguns deles: • A metodologia adotada na definição das garantias físicas (ou energia asseguradas) na etapa de planejamento pode resultar em superavaliação da “carga crítica” do sistema interligado. Ou seja, o planejamento pode estar sendo muito otimista em relação à garantia. • A metodologia adotada na definição das garantias físicas (ou energias asseguradas) na etapa de planejamento pode resultar proporções distintas das reais participações das hidráulicas e térmicas. Portanto, aqui, uma fragmentação: Organismos distintos com metodologias não consistentes para gerir um sistema que, de diversas formas, evidencia seu caráter holístico. Os temas salientados aqui são, por sua natureza, a própria política energética14. 6. Uma variável matemática da operação no centro do modelo.Dada a inusitada importância de um custo avaliado sobre a ótica do operador no modelo, é precisoesclarecer que essa variável é uma “resposta” a variáveis aleatórias. Como tal, é também um valorcom características de aleatoriedade. Analisado como uma variável, o CMO tem grande assimetriae volatilidade15, que podem ser percebidos pela distribuição de probabilidades no gráfico a seguir.Os parâmetros “skewness” e “kurtosis” 16 são elevados (5,97 e 44,7 respectivamente) e denotam oaspecto incomum desse custo. A média do CMO é aproximadamente R$ 125/MWh (barra laranja),que deve coincidir com o custo marginal de expansão para que, segundo o atual critério, o sistemaesteja em equilíbrio. O valor mais provável ou moda, é R$ 40/MWh.12 Theo MacGregor - Electricity Restructuring in Britain: Not a Model to Follow - Spectrum - IEEE May200113 Relatório sobre Seminário COPPE – UFRJ sobre política energética do setor elétrico.http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/eletrobras/estudos/coppe1.pdf14 Vítima dessa mimetização de sistemas realmente competitivos, o governo foi surpreendido com o resultadodo leilão de 2008, quando mais de 6GW de térmicas a óleo combustível venceram um leilão baseado numíndice custo-benefício que, supostamente, daria conta da singularidade brasileira.15 Além disso, a distribuição, que se estende para além do número R$ 1040/MWh do eixo horizontal, mostraque, apesar de mais raros, CMO’s superam custos da usina mais cara, denotando a influência do custo dodéficit e, evidenciando que essa variável nem deve ser entendida como um custo marginal no sentido estrito.16 Skewness e Kurtosis são, respectivamente, o terceiro e quarto momento de uma distribuição - a média é oprimeiro, o desvio padrão o segundo. Skewness é a assimetria de uma distribuição face à média. Kurtosis é aacumulação de probabilidade de ocorrência nos extremos (caudas) da distribuição. A distribuição mostra umbaixo risco de ocorrência de valores acima da média e maior incidência abaixo da média.
  5. 5. 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 1.040 20 80 140 200 260 320 380 440 500 560 620 680 740 800 860 920 980A distribuição mostra um comportamento muito estranho para um valor que, entre outras funções, é oresponsável pelo acerto entre o gerado e o certificado. Apesar da volatilidade, há um forte viés depreços muito inferiores ao valor de produção de qualquer forma de geração. Portanto, seriaimprescindível que o mercado de curto prazo fosse completamente transparente para monitorar quempode adquirir MWh´s por preços baixos e como essa vantagem beneficia o consumidor. Hoje, essacontabilidade é cercada de conceitos de estratégias comerciais que transformam esse mercado numsistema obscuro e complexo, sendo, inclusive admitidas “alavancagens”17, o que, em última instânciasignifica vender energia sem lastro físico .Não bastasse essa singularidade, apenas considerando a insegurança estatística do parâmetro custodo déficit CD, a série de CMO´s já poderia ser distinta da do gráfico. Os certificados de energiaassegurada associados a cada usina dependem de uma média ponderada das gerações. Osponderadores são os CMO´s numa operação simulada do futuro. Assim, o mercado de energia,feito a partir desses certificados é totalmente dependente da distribuição dessa variável. Atualmenteo valor adotado para o custo do déficit é de R$ 2950/MWh18. Pode-se conjeturar o que ocorreriacom a distribuição do gráfico acima, para variações nesse valor.Supondo que o CD seja significativamente maior do que R$ 2950/MWh, as térmicas seriamdespachadas mais frequentemente e a distribuição se deslocaria para direita. As contribuições dashidráulicas e térmicas seriam diferentes das atuais e a estrutura de mercado seria distinta de hoje.Pode-se dizer mesmo que a política energética do setor seria distinta da atual19.Evidentemente, o problema da adoção de um valor para o custo do déficit existiria de qualquermaneira, mas o que é grave é que, na atual modelagem, ele passou a estar no centro do mundocomercial, definindo contratos e influenciando valores praticados no mercado livre. Assim omodelo mercantil do setor, por exigências do mundo físico, vive sob uma “crise existencial”. Émercado, mas, opera sob uma ótica monopolística. É competitivo, mas atua sobre um sistema físicocooperativo. Negocia valores fixos de energia, mas o despacho físico é muito variável. Os valoresnegociados “no mercado”, na realidade, ocultam parâmetros dotados de alta dose de subjetividade ede definição de política pública.17 Nota Técnica no 123/2010–SEM/ANEEL, de 08 / 12 / 201018 Atualização do valor para patamar único de custo de déficit – 2011 - nº EPE-DEE-RE-021 /201 - 12 deabril de 201119 Outros impactos na distribuição seriam obtidos com curvas de custo de déficit, ao invés de um parâmetroúnico. Essa hipótese é muito mais realista do que a utilizada atualmente, pois é óbvio que um déficit de 1MWh não pode fazer o mesmo “estrago” que um outro de 10.000 MWh.
  6. 6. 7. Uma comparação com outros mercados de curto prazo.O NORDPOOL é um mercado de curto prazo existente entre Suécia, Noruega, Dinamarca e Finlândia,excelente exemplo por ser baseado em significativa parcela de energia hidroelétrica. Uma simplescomparação mostra diferenças preocupantes (o spot brasileiro é a curva vermelha). • A enorme volatilidade do spot brasileiro. • Predominância de preços baixos, atingindo valores irrisórios por meses seguidos. • Subidas repentinas atingindo valores altíssimos20.Toda essa complicada estrutura, mantida por uma institucionalidade fragmentada e cuja regulaçãose mostra instável e incompleta, tangencia o nosso problema secular, a distribuição de renda. Aqui,se percebe que a apropriação de riquezas nacionais pode se dar em detrimento da isonomia entreconsumidores. O mais impressionante é que, essa captura se dá legitimamente, já que baseadanuma modelagem mimetizada, mas legislada. Portanto, não se pode falar em estratégias ilegítimasou ilegais. Mas, é minimamente estranho que até hoje não tenha havido uma análise bastanteprofunda da “trajetória” desses MWh baratos até a tomada do consumidor. Relatórios da CCEE dãoconta de que mais de 10% da carga total é “liquidada a PLD”.O esquema dos certificados fixos agrava o aspecto bizarro do mercado de curto prazo quando, porexemplo, térmicas com ordem de despacho, por algum motivo, não cumprem a geração físicaesperada. A reavaliação dos certificados, quando feita, será sempre posterior à falta, impactando ocusto marginal de operação e o PLD. Como esse preço é um parâmetro básico do mercado, asexpectativas dos agentes se alteram. Nesse momento, uma seqüência de protestos decomercializadores evidencia que, na realidade, uma parte significativa da carga “pegava carona” naexuberância das afluências sem contrato ou atendida por contratos de curtíssimo prazo21. Apergunta óbvia é: Quem constrói usinas para atender um mercado de contratos de 1 ou 2 meses?Tudo isso mostra que, modelado por certificados de energia fixos, o sistema brasileiro, com grandeprobabilidade, gera um surplus que, valorado sob a ótica do operador, é um atrativo para20 Na realidade, o PLD é basicamente o CMO limitado ao custo da térmica mais cara. Uma decisão tãosubjetiva como qualquer outra. Os valores baixos também estão limitados por um valor arbitrado a partir decustos de operação de uma usina.21 Para onde foram estes milhões? Artigo de Walter Froes e Daniel Luz publicado no Canal Energia em 2 deagosto de 2010 que revela que em junho e julho cerca de 7.000 MWmédios estavam “descontratados” e sesurpreenderam com mudanças no PLD, justificadas por frustrações na entrada em operação de térmicas nofuturo.
  7. 7. comportamentos especulativos. O que é surpreendente é que a agência reguladora, ao invés deinibir tal comportamento, emite nota técnica onde propõe a admissão e até regulamentação de uma“alavancagem” energética22. 8. Mais fragmentaçãoHoje parece ser óbvio que o Brasil não vai poder aproveitar todo o seu potencial hidroelétrico. Emparte porque ele pode estar superestimado, em parte porque novas usinas se aproximam da regiãoamazônica e os conflitos se estendem desde a não aceitação de intervenções na natureza atéconflitos de natureza regional e social. Enganam-se os que imaginam que esses conflitos podem sertratados apenas com ações mitigadoras de impactos.É interessante observar que a Agência Internacional de Energia, ao comparar impactos ambientaisde diversas fontes, faz uma observação interessante sobre as hidroelétricas nesse contextomercantil23. “A maioria das hidrelétricas no mundo pertencem a estados. Outras são de investidores, como algumas dos EUA. Quase todas foram construídas sob um sistema que garantia estáveis contratos de longo prazo. Isso assegurava uma taxa de retorno aceitável a esses investimentos. Num mercado competitivo, a estabilidade de receita não é totalmente garantida. Dado que hidrelétricas requerem vários anos de planejamento e construção, a flutuação de preços, típica desse sistema, acaba por favorecer outras formas de geração. Porque então, sob um ponto de vista econômico, construir hidroelétricas sob mercados competitivos? A razão é o excepcional baixo custo de operação, além da imbatível flexibilidade técnica. Sob a pura lógica de competição de mercado, apesar desse diferencial, novas hidroelétricas estão em desvantagem como uma opção de suprimento.”Portanto, seguindo a mesma linha de raciocínio, é preciso lembrar que uma usina hidroelétrica nãoé uma apenas “fábrica de kWh`s” como são térmicas, eólicas e solares. Usinas hidroelétricas sãoobjetos geográficos capazes de serem avistados por satélites, têm uma vida útil muito superior àsoutras formas de geração de eletricidade e, principalmente, podem prestar muitos outros serviços àsregiões onde são construídas. Portanto, qual o sentido de se adotar um modelo mercantil onde elasentram em pé de igualdade com outras fontes? Como uma hidroelétrica na Amazônia podecompetir com uma térmica em São Paulo?Essa visão mimetizada de sistemas térmicos acabou por implantar um sistema de competiçãovirtual onde se pretendeu comparar fontes energéticas de natureza totalmente distintas. Criou-se ummecanismo de leilões onde, para tentar atender as singularidades do sistema, vence o leilão quemtem o melhor Índice Custo Benefício (ICB). O resultado é que um grande número de usinas a óleocombustível venceu o leilão de 2008. Na realidade, como o ICB padece de subjetividades daadaptação mimetizada, tal resultado poderia ocorrer. Mas a ideologia de ter um esquema onde sepossa afirmar que a decisão foi “do mercado” é tão forte que ninguém notou o viés do modelo.O planejamento de uma nova usina, ainda mais em regiões isoladas, é uma enorme oportunidade dese pensar a integração de vários serviços. Portanto, não se trata de mitigar impactos e sim deintegrar o planejamento da usina a uma visão de região. Assim, não há sentido de se construir umausina sem a participação de outros ministérios, tais como agricultura, transportes, integraçãoregional, e até reforma agrária.O que se faz hoje no Brasil é o contrário. Desintegram-se ações, fragmentam-se planos e,principalmente, percebe-se a realidade sob a lente distorcida da mercantilização da energia. Mesmo22 Nota Técnica 123/2010 –SEM/ANEEL de 8/12/201023 International Energy Agency: Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines forFuture Action IHA May 2000
  8. 8. empresas públicas que poderiam ter uma ação diferenciada nesses aproveitamentos, são hojedirigidas ou sob o mesmo espírito financista da competição, ou sob a política da parceriacoadjuvante com o capital privado. 9. O fim das concessõesA nossa constituição de 88, que muitos bradaram ser “estatizante”, plantou a semente do que viria aser o atual modelo do nosso setor elétrico. Infelizmente, tratando a singular exploração depotenciais hidráulicos com uma concessão como qualquer outra, tornou obrigatória a concessão porlicitação das usinas. Tal arcabouço jurídico não é comum em sistemas de base hidroelétrica, poisuma usina pode não ser apenas uma fábrica de kWhs, e, em conseqüência, outros atributos ficariamde fora de uma concorrência por preço. Canadá e Estados Unidos mantêm os mesmosconcessionários justamente para poder se aproveitar da possibilidade de amortização do capitalinvestido em prazos compatíveis com a extensa vida útil das hidráulicas. No Brasil, o conceito de“justa remuneração do capital”, constante da carta de 1946, foi substituído pela sacralizada“licitação”. A tarifa, livre do princípio anterior e com a ajuda do que veio a ser estabelecido depois,passou a ser “do mercado”.O mito sobre o consumidor “já ter pago” usinas precisa ser esmiuçado. Para citar uma recentemanipulação do antigo princípio da justa remuneração24, desde 2003, o preço da energia é dadopelo mercado e não pela contabilidade que teoricamente conduziria a quitação do investimento.Desde então, continuando o que foi planejado no modelo do governo anterior, contratos das estataisforam interrompidos para que o mercado decidisse qual seria o preço através de leilões. Com umasobra de mais de 15% da carga, herança do racionamento, as estatais foram obrigadas a fazer uma“liquidação”. Portanto, os preços se desacoplaram definitivamente do paradigma anterior, sereduziram drasticamente e, mesmo assim, a tarifa não interrompeu sua ascensão. São esses oscontratos de mercado que vencem proximamente.Toda a questão das concessões está sendo discutida com apenas um objetivo obsessivo, a queda dastarifas, como se o único fator do encarecimento fossem os preços “abusivos” cobrados porempresas estatais que “já receberam o que deviam”. Entretanto, a carga tributária sobre a energiatambém deveria estar na mesa. O mesmo valeria para as incríveis falhas regulatórias da ANEELque não reconheceu custos fixos nas distribuidoras, tendo corrigido apenas a partir de uma data. Ocusto da transmissão só subiu desde a implantação do modelo, mas também esse assunto não éexaminado.O que é mais estranho é que preços obtidos em leilões de usinas que ainda não operam, tais comoTeles Pires, Belo Monte e as usinas do Madeira, são usados como exemplo de que as usinas antigasestão caríssimas. Na realidade, não se pode afirmar que o Brasil tenha um paradigma de preços “demercado” para usinas. Todas essas têm um componente significativo de intervencionismo que, semele, esses preços “exemplares” viram um sonho. Financiamento a juros subsidiados, parceriasobscuras com estatais, vendas para o mercado livre que ainda não se viabilizaram.Um olhar mais atento no planeta mostraria que o “canto da sereia” do mercado não foi tão amplo.Dos 50 estados americanos, apenas 15 estão sob a égide mercantil. A lei anterior, de 193525,continua válida na maioria dos estados e um concessionário só perde a concessão se incidir numafalha grave no seu contrato. No Canadá, as províncias que adotaram a mercantilização são as maiscaras, mas mesmo assim, bem mais baratas que o Brasil. Na realidade, nunca existiu essa receita debolo global. Cada país adotou um sistema específico da sua própria realidade. Nesse quadro, oBrasil parece ser uma lamentável exceção.24 Na realidade, as tarifas das empresas públicas sempre foram utilizadas em detrimento do princípio da justaremuneração. Na época das altas taxas inflacionárias, as tarifas eram utilizadas como freio.25 PUHCA (the Public Utility Holding Company Act of 1935) é uma das leis que regulam empresas queexploram servicos públicos nos Estados Unidos.

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