10 anos do “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro”: Sem motivos para comemorar

Luciano Losekann

Blog Infopetro

Original aqui.

Nesse ano de 2014, o chamado “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro” completa 10 anos. O modelo foi gestado como uma resposta à crise setorial que culminou no racionamento de 2001/2002 e um compromisso de campanha do presidente recém-eleito, Lula. Após um período de debate no ano de 2003, o modelo foi implementado através de duas medidas provisórias, posteriormente convertidas em leis, e cinco decretos entre maio e julho de 2004.

A principal motivação do novo arcabouço setorial era garantir a segurança do abastecimento. Para cumprir esse objetivo, o Estado retomou o papel de coordenador e planejador setorial e o regime contratual do setor foi modificado. No Ambiente de Contratação Regulado, as distribuidoras atenderiam 100% de sua necessidade através de contratos de longo prazo negociados através de leilões competitivos.

Os leilões de energia nova concediam um poderoso mecanismo para a implementação do planejamento do setor. Guiado pelos estudos da EPE, o governo podia ditar o ritmo de entrada de nova capacidade e definir a evolução da estrutura da matriz de geração conforme os objetivos de política energética. O modelo brasileiro passou a ser reconhecido como um exemplo pela literatura setorial[1].

No entanto, a entrada em 2014 foi bastante problemática para o setor elétrico brasileiro. Os baixos níveis dos reservatórios hidrelétricos, 36% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 42% no Nordeste, reavivaram o temor de racionamento e o desequilíbrio financeiro causado por custos não incorporados já soma um déficit de R$ 30 bilhões e foi objeto das medidas tomadas pelo governo no dia 13/03 para evitar o colapso financeiro das distribuidoras. Essa postagem busca identificar o que deu errado com o modelo do setor elétrico para experimentar essa situação crítica no início de 2014.

Essa situação crítica é fruto de fatores conjunturais, estruturais e políticos. Apesar dos impactos desses fatores não serem desassociáveis, convém apresentá-los de forma separada.

Como fatores conjunturais, o sistema elétrico brasileiro experimenta uma situação crítica por parte da oferta e da demanda. Isso pode ser confirmado pelas séries divulgadas pelo ONS. Pelo lado da oferta, a hidrologia experimentada entre 2012 e 2014 tem sido desfavorável, principalmente no Nordeste.   Em 2012, quando iniciou a trajetória de esvaziamento dos reservatórios, a hidrologia no subsistema Sudeste/Centro-Oeste correspondeu 92% da média histórica e no Nordeste, 73%. Em 2013, a hidrologia no Sudeste foi 2% superior à média e 55% da média no Nordeste. A hidrologia no início de 2014 tem sido particularmente baixa, 52% da média no Sudeste e 42% no Nordeste.

Pelo lado da demanda, o crescimento do consumo foi forte no início de 2014. Nos dois primeiros meses a carga do sistema interligado (SIN) foi 10% maior à observada em 2013. No entanto, o crescimento do consumo em 2012 e 2013 não foi tão significativo. Nesses anos, a carga do SIN cresceu 4,5% e 2,5%, respectivamente.

Os dados de hidrologia e consumo, apesar de desfavoráveis, não são suficientes para explicar a crise que experimenta o setor elétrico brasileiro. Em um sistema elétrico robusto essas condições não deveriam comprometer de forma tão significativa a segurança do abastecimento e as finanças setoriais.

Entre os fatores estruturais, a capacidade instalada de geração do sistema elétrico acompanhou o crescimento do consumo de eletricidade desde 2004 (Figura 1). O acréscimo de capacidade ocorreu a um ritmo de 3,8% ao ano que é a mesma taxa de crescimento do consumo de eletricidade. Ou seja, a expansão da capacidade de geração não é o fator determinante da crise atual

Evolução da Capacidade Instalada de Geração e do Consumo de Eletricidade (2004=100)
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da EPE.

Um fator estrutural determinante para a crise é o papel que os reservatórios hidrelétricos ocupam no sistema elétrico brasileiro. Esse tema foi tratado na postagem anterior, “A transição elétrica: muito além da falta de chuvas” de Ronaldo Bicalho. Nos últimos 10 anos, a capacidade de regularização dos reservatórios brasileiros caiu de seis para cinco meses e deve cair para quatro meses até 2020 (figura 2).

Figura 2 – Capacidade de regularização dos reservatórios hidrelétricos (2002-2021)
Fonte: EPE (2011), Plano Decenal de Expansão de Energia 2020. P. 67.

Como aponta Bicalho (2014), não é mais sustentável que os reservatórios atuem como “a grande linha de sustentação da garantia do suprimento e da modicidade tarifária para toda a demanda” e as termelétricas sejam planejadas para operar apenas nos momentos em que as chuvas são escassas.

Considerando que as termelétricas teriam um papel complementar na composição da oferta, os leilões de expansão privilegiaram a contratação de usinas flexíveis. Assim, foram contratadas usinas termelétricas a óleo combustível e a GNL. Mas, a flexibilidade implica em custos operacionais significativamente elevados. Em alguns casos, o custo variável de operar essas térmicas se aproxima de R$ 1.000/MWh.

Essa composição de oferta seria adequada se as termelétricas operassem apenas de forma esporádica, mas não é o que tem ocorrido. A operação continuada dessas termelétricas, que não foram planejadas para esse papel, implica em custos insuportáveis para a sociedade. Segundo estimativas, em 2014 o custo de operação das termelétricas em regime quase integral será próximo a R$ 20 bilhões.

A operação inadequada dos reservatórios ficou clara no ano de 2012, quando o nível de energia acumulada nos reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste saiu de 80% em fevereiro para chegar em dezembro com 29% (figura 3). A sobre utilização dos reservatórios em 2012 é determinante da situação vulnerável de abastecimento que se experimenta atualmente.

Figura 3 – Evolução do Nível de Acumulação dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste em 2012
Fonte: Elaboração Própria. Dados ONS.

Os fatores políticos que impulsionaram a crise atual estão relacionados ao processo de renovação das concessões e de precificação de eletricidade. O compromisso de reduzir as tarifas de eletricidade através da renovação das concessões, que resultou na Lei 12.783/2013, gerou um desequilíbrio contratual no setor elétrico brasileiro.

Como foi destacado anteriormente, uma das medidas essenciais do novo modelo é a obrigatoriedade das distribuidoras contratarem 100% de sua demanda, reservando ao mercado de curto prazo um papel apenas de balanço temporário. Com o vencimento dos contratos de energia existente negociados em 2004, no início do novo modelo, as distribuidoras teriam de recompor seus portfólios de contrato. Parte foi recomposto com o sistema de cotas provenientes das empresas de geração que aceitaram renovar as concessões, com preços mais baixos. Mas parte, correspondente às empresas que não aceitaram a renovação, como Cemig, Copel e Cesp, ficou descontratada.

O governo realizou leilões de energia existente para recompor essa oferta, mas apenas o realizado em dezembro de 2013 obteve interessados, em volume insuficiente para cobrir o desequilíbrio. Cerca de 3,5 GW médios estão descontratados, o que representa 5% da energia consumida no Brasil. Assim, a meta de contratação de 100% da demanda deixou de ser cumprida e as distribuidoras têm uma exposição involuntária ao mercado de curto prazo, quando o preço de liquidação de diferenças (PLD) atinge seu valor máximo, R$ 822/MWh. Com um cálculo simples podemos estimar que em um mês em que o PLD permaneça em seu valor máximo, o custo total dessa exposição é de R$ 2 bilhões!

Por fim, o compromisso de manter o preço da eletricidade baixo inviabilizou a adoção de medidas que permitissem a sinalização ao consumidor final da escassez da eletricidade. O caso do adiamento da vigência das bandeiras tarifárias é ilustrativo. Pelo sistema de bandeiras tarifárias, o consumidor final pagaria um adicional a sua tarifa de eletricidade de R$ 3 a cada 100 KWh consumidos, quando o PLD estivesse superior a R$ 200/MWh (bandeira vermelha) e de R$ 1,50, quando o PLD estivesse superior a R$100/MWh (bandeira amarela). Além de prover recursos para compensar o despacho térmico, o uso das bandeiras poderia motivar uma redução do consumo, o que seria interessante no momento de escassez. O percentual de aumento das tarifas finais depende do tipo do consumidor e da distribuidora[2]. A previsão era que o sistema começasse a valer a partir de janeiro de 2014, o que foi adiado para 2015. Assim, um mecanismo que contribuiria para a mitigação dos efeitos crise do setor elétrico não foi adotado devido ao compromisso político de reduzir os preços da eletricidade.

A conjunção de fatores conjunturais, estruturais e políticos acarretou em uma crise grave do setor elétrico brasileiro. Mesmo que não implique em racionamento de eletricidade, a crise de 2014 gera um custo significativo para a sociedade brasileira na forma de tarifas futuras mais elevadas e do desajuste das contas públicas.

Referências:

Woolf, F, V. Gambhir, I. Londres e L. Simpson (2010), Brazil’s Electricity Market: A Successful Journey And An Interesting Destination. Disponível em: < http://www.mondaq.com/x/93780/Oil+Gas+Electricity/Brazils+Electricity+Market+A+Successful+Journey+And+An+Interesting+Destination>. Acesso em 15/03/2014.

Negrete-Pincetic, M e G. Gross (2010), Resource-Adequacy-Based Capacity Market Design. Disponível em: < http://energy.ece.illinois.edu/GROSS/papers/2010%20Aug%20-%20Resource-Adequacy-Based.pdf >. Acesso em 15/03/2014.

[1] Woolf et al. 2010 e Negrete-Pincetic e Gross, 2010 são exemplos de artigos que apontam a adequação do modelo brasileiro para promover expansão e a difusão de fontes limpas.

[2] Para um consumidor residencial da Light o aumento seria de 9%.