Medida provisória, perdas definitivas
Por Roberto Pereira d´Araujo[1]
1. Introdução
Numa sugestiva data, 11 de setembro de 2012, dividindo o noticiário com o aniversário de 11 anos do mais ousado atentado terrorista já realizado, o governo brasileiro anuncia com grande pompa uma medida provisória para reduzir as tarifas de energia elétrica no Brasil. Essa associação com o terrível evento das torres gêmeas não teria nenhum sentido se a intervenção agisse sobre as reais causas dos aumentos. Mas, como se verá no artigo, o único efeito significativo será a ruína das empresas da Eletrobrás, principalmente as “gêmeas” CHESF e FURNAS. A diferença é que a demolição não será visível como a do World Trade Center. O desmonte será endógeno, silencioso e lento. Nesse momento, a sociedade brasileira precisa tomar consciência da manobra puramente contábil da redução tarifária, analisar se ainda resta algum papel para a Eletrobrás e compreender o risco do caráter irreversível do seu desmonte.
A escalada tarifária tem causas identificáveis. O artigo pretende mostrar que, seja por uma seqüência de medidas desconexas, seja sob um não explícito plano conspiratório, uma grande e desarticuladora reforma do estado pode estar sendo realizada.
2. A reforma liberal, apesar das diferenças.
Ao contrário da apregoada eficiência de sistemas mercantis em setores elétricos, a experiência mundial relata uma série de problemas com o sistema escolhido pelo Brasil. Na realidade, a questão está longe de se transformar numa fórmula de sucesso. O aspecto físico da produção de energia é o “calcanhar de Aquiles” da ideologia de mercantilização da energia. Aqui, colocado segundo plano, tratam-se os sistemas como se fossem todos iguais, mas, como se verá, o nosso tem singularidades que transformam a implantação de um mercado competitivo por energia num complexo jogo virtual.
Segundo informações da Agência Internacional de Energia, o Brasil gera 2% da eletricidade no mundo, numa lista onde os Estados Unidos respondem por mais de 20%. Entretanto, a nossa matriz nos coloca entre os líderes na produção de energia advinda de fonte não fóssil. Considerando apenas a hidroeletricidade, o Brasil ocupa o segundo lugar (12%) com a China em primeiro (15%). Apenas seis países (China, Brasil, Canadá, Estados Unidos, Rússia e Noruega) detêm quase 60% dessa forma de produção. Mesmo nesse seleto “clube”, há outras características que nos diferenciam ainda mais.
O predomínio da hidroeletricidade mostra que, enquanto a Noruega tem 99% de sua energia de origem hídrica, o Brasil tem 86%, o Canadá 60%, a Rússia 20% e os Estados Unidos apenas 8%.
Afunilando ainda mais a seleção, há sistemas que armazenam a energia primária, a água, em quantidades significativas. Com esse filtro, sobram apenas dois: o Canadense e o Brasileiro. Segundo o World Water Development Report II, o Canadá possui reservatórios capazes de guardar quase 700 km3. O Brasil figura em segundo lugar com 500 km3. O Canadá não tem um sistema integrado como o Brasil, mas a maior similaridade está no sistema de Quebec, capaz de armazenar o equivalente a três meses da sua carga, enquanto o brasileiro “guarda” cinco meses.
Apesar das semelhanças, o exemplo do Canadá foi desprezado. O Brasil entrou de cabeça na moda dos anos 90, adotando uma complexa adaptação do paradigma mercantil inglês, apesar das radicais diferenças entre os sistemas. Com um modo de produção cooperativo, onde as usinas trabalham em sincronismo em torno de um objetivo sistêmico, o Brasil foi obrigado a adotar uma complexa e subjetiva adaptação para associar uma quantidade de energia a cada usina. O “mercado” competitivo funciona com um conjunto de “certificados” emitidos por um cálculo matemático em datas diferentes sem garantia de isonomia e ironicamente denominados “garantia física”, pois tem muito pouco a ver com a geração das usinas. Eles pretendem representar a parcela do total do sistema associado a cada usina dada pela sua “importância” no todo. Como essa medida depende da operação do sistema que depende de parâmetros que podem se alterar, a instabilidade e a contestabilidade são características intrínsecas do modelo escolhido.
Para o consumidor, a escalada tarifária é o sintoma mais evidente da série de equívocos ideológicos que imagina um mercado de kWh como o comércio de uma mercadoria qualquer. No caso brasileiro, a mercantilização trouxe mais problemas do que soluções. Para trazerem benefícios líquidos para a sociedade, as reformas exigem uma significativa instrumentalização do estado, cujos custos nunca são contabilizados como parte do processo.
3. Implantação e racionamento.
O processo de mercantilização da energia não surgiu na década de 90. A constituição de 88, que muitos classificaram como “estatizante”, é a semente do que vem a ser o nosso inusitado modelo elétrico. O conceito de “justa remuneração do capital”, constante da carta de 1946, foi substituído pela sacralizada “licitação”, deixando a definição da política tarifária para a legislação comum. Tomando-se uma decisão aparentemente democrática e isenta de ideologia, ao introduzir o sintomático desprezo pelas diferenças físicas, tratou-se a exploração de potenciais hidroelétricos a qualquer outro serviço público. A diferença se dá por dois evidentes aspectos:
● Usinas hidroelétricas têm uma durabilidade muito acima da maioria dos ativos de serviços públicos.
● Usinas hidroelétricas lidam com o recurso natural água, que, sob qualquer filosofia é um bem público de primeira grandeza.
Considerando essa singularidade, a constituição de 1946 estabelecia que a exploração dessa riqueza só devesse ser realizada sob o princípio da justa remuneração, ou seja, não é o mercado que deve determinar o preço, mas sim um monitoramento dos custos do concessionário de um ativo de longa vida útil e dependente de uma riqueza natural.
A obrigatoriedade constitucional de licitação não é comum em outros sistemas de base hidroelétrica, pois uma usina pode não ser apenas uma fábrica de kWhs, e, em conseqüência, outros atributos ficariam de fora de uma concorrência por preço do kWh. Canadá e Estados Unidos mantêm os mesmos concessionários justamente para poder se aproveitar da amortização do capital investido em prazos compatíveis com a extensa vida útil e do cumprimento de outras atribuições. No Brasil, as decisões oscilam como uma biruta ao vento, ora venerando a constituição liberalizante, ora reconhecendo a inconveniência de tratar potenciais hidráulicos como um serviço público comum.
Numa dessas “rajadas”, a partir Lei 8.631/1993, a tarifa perdeu o caráter de remuneração garantida[2]. Até então, as amortizações de ativos, que nada mais são do que uma redução de custos, eram continuamente capturadas para a redução tarifária. Em 1995, a partir das leis 9074 e 8987, a legislação estabelece a tarifa como definida “pelo preço”, perdendo o vínculo com os estágios de amortização e com o conceito de serviço pelo custo. Cria-se a figura do produtor independente que tem obrigações muito diferentes dos concessionários de serviço público de geração.
Os contratos de fornecimento das empresas estatais, fixados pela regra anterior, seriam cancelados em 2003 para que o mercado se implantasse completamente em quatro anos. O importante é que, até 1993, as tarifas brasileiras seguiam a regra de serviço pelo custo e, descontada a inflação do período, valiam a metade do valor atual.
A preparação para a privatização obrigou o cancelamento de todos os investimentos previstos nas empresas da Eletrobrás, pois o interesse era valorizar os ativos a serem vendidos e minorar obrigações das empresas. Evidentemente, com a possibilidade de adquirir usinas prontas, o investimento privado não atendeu as expectativas sobre novos investimentos e, sob a seca média de 2001, sobreveio o maior racionamento já registrado em países sem guerras ou desastres naturais, como mostra o gráfico I.
É essencial notar que, além da queda abrupta, mesmo após o fim do decreto, o mercado sofreu uma retração permanente de aproximadamente 15%, o que equivale ao crescimento de três anos. Esse fenômeno, que tem extrema importância, será examinado adiante e é essencial para compreender as decisões tomadas a partir dessa lamentável experiência.
4. Não vale o que está escrito.
A partir do impacto na economia e no sentimento geral da sociedade brasileira, o então candidato Lula obteve uma plausível vantagem decorrente da falha que levou ao racionamento. Em 2002, o Instituto Cidadania reuniu técnicos egressos das empresas federais, membros da academia e a então secretária de Minas e Energia do governo do Rio Grande do Sul. Ali é lançado o documento “Diretrizes e linhas de ação para o setor elétrico brasileiro”, que textualmente, definia:
● “A extinção do Mercado Atacadista de Energia Elétrica que, de forma inadequada, subordinado hoje a operação, submete a organização e a expansão do sistema elétrico à lógica paralisante de um modelo de mercado inexistente, impedindo o pleno desenvolvimento do setor, além de promover a transferência do excedente econômico gerado nessa área.”
● “A retomada do sistema de tarifas pelo custo do serviço, posto que tal medida reduzirá as incertezas e os riscos para produtores e consumidores. ( ) Parte do excedente econômico das usinas hidráulicas deve financiar a expansão e as políticas de subsídio social e desenvolvimento regional.”
● “A garantia de que a energia advinda dos projetos hidráulicos existentes (atualmente vinculados aos contratos iniciais sob a denominação “energia velha”), bem como do aproveitamento do potencial favorável de recursos naturais (hidráulicos, eólicos etc), seja prioritariamente destinada ao serviço público, cooperativo ou comunitário. (.........) Cabe definir uma política específica para unidades econômicas eletro-intensivas desvinculadas de projetos de desenvolvimento. Considerando-se que esses setores são maduros o suficiente, evita-se a mobilização de capitais públicos em seu benefício.”
● “Para evitar aumentos elevados das tarifas, serão prorrogados os contratos iniciais entre geradoras e distribuidoras, revogando-se na prática a abertura do mercado prevista para 2003. ( )”
● “Será criado um novo modelo de gestão, que contemple o desenvolvimento organizacional e administrativo das empresas federais e estaduais, explicitando suas responsabilidades sociais, fazendo-as respeitar os direitos do consumidor e subordinando-as ao controle pela sociedade. Haverá obrigatoriedade de estabelecer nessas empresas contratos de gestão que assegurem administração transparente, realizada por profissionais competentes, definindo papéis e fixando prazos e metas, especialmente no que concerne à implementação dos planos setoriais de investimento, isoladamente ou em parceria com a iniciativa privada.”
Praticamente nenhum desses princípios foi adotado. Ao contrário:
● O mercado livre teve a sua efetiva implantação no governo Lula.
● O conceito de serviço pelo custo foi abandonado, sendo que a partir da descontratação, foi implantado o preço de mercado, inclusive para as estatais.
● Apesar das tarifas mais baixas, das promessas do documento, da abertura de negociações com o governo FHC e das evidências de absorção de prejuízo em função da queda abrupta de demanda, as estatais foram descontratadas surpreendendo os técnicos que participaram da edição do documento.
● Nenhum novo modelo, contrato de gestão ou profissionalização da direção das empresas foi implantado. Os cargos foram usados como moeda de troca para a nomeação de políticos da base aliada. A partidarização da diretoria da Eletrobrás foi evidente.
● As empresas da Eletrobrás foram mantidas no plano de desestatização até 2004, obrigadas a realizar parcerias minoritárias com o setor privado e contribuindo para o superávit primário com R$ 2 bilhões anuais até 2010.
Até 2012, o governo não tomou nenhuma atitude que procurasse analisar, reconhecer as conseqüências de decisões anteriores, explicá-las aos consumidores ou adotar qualquer política no sentido de minorar seus efeitos. Abaixo, alguns passos que agravaram o aumento tarifário:
1. Descontratação de 2003: Apesar de praticarem tarifas mais baixas, as estatais perderam os contratos. Algumas distribuidoras, beneficiadas com a decisão do governo anterior em admitir contratos com usinas próprias, sem licitação, trocaram tarifas estatais por outras até 150% mais caras[3]. Em 2003 a COELCE, do Ceará descontratou energia da CHESF que custava 54,70 e contratou em seulugar energia da Termo Fortaleza a 153,98. A Light se desfez de uma energia de Furnas que custava 76,03 e contratou de sua própria termoelétrica (Norte Fluminense) por 133,19. A CPFL preferiu contratar energia de sua própria geração por 113,54 e “largar” a energia da CESP que custava 63,05. A AES Eletropaulo preferiu energia da AES Tietê a 109,94 do que comprar da CESP a 78,30.
2. Recuperação de receita sob demanda reduzida: Aumentos de mais de 30% na primeira revisão tarifária para as distribuidoras, compensando a queda de demanda e de receita decorrente do racionamento pós 2002. Alguns exemplos: Em 2003, CEMIG – 31,53%. COELCE – 31,29% - COELBA – 31,49% , CPFL – 19,25%, Bandeirante – 18,08%, ENERSUL – 32,59%, ENERGIPE – 31,18%. Em 2004, ESCELSA – 19,89%, COPEL – 14,43%. Em 2005, CELPE – 24,43%, Manaus Energia – 19,07%.[4]
3. Indexação: Parcelas da conta de luz indexadas ao IGP-M.
4. Dúvida na segurança: Criação de um encargo de energia “de reserva”, apesar de termos uma energia que se diz “assegurada”[5].
5. Erros da ANEEL: Custos fixos nas contas das distribuidoras majorados como se fossem proporcionais ao mercado. O Tribunal de Contas da União, investigando os sucessivos reajustes tarifários identificou custos invariáveis que sofriam reajustes equivalentes ao aumento de mercado. Tal procedimento foi interrompido, mas cerca de R$ 7 bilhões não foram devolvidos aos consumidores.
6. O mercado decide: Obsessivos quanto à idéia de que o mercado deveria resolver qual seria a matriz elétrica brasileira, leilões eram decididos com base em um discutível Índice Custo Benefício que, supostamente, daria conta da singularidade brasileira. Leilões resultaram na surpreendente contratação de 6 GW de caras térmicas, a maioria a óleo e diesel.
7. Apesar dos deságios dos leilões: Aumento do custo de transmissão. (R$/km - +100%). No ano 2000, tínhamos 69.034 kms de linhas na rede básica. Em 2011 temos aproximadamente 109.000 kms, uma bela expansão. Só que, antes, cada km de linha custava R$ 23.000. Em 2011 custa R$ 90.000, um aumento de 60% descontada a inflação. Representantes do governo festejavam deságios recordes da ordem de 50%, que, nessa ordem de grandeza, podem ser explicados por preços iniciais muito altos ou por especificações incompletas.
8. Dissidência entre planejamento e operação: Uso de geração térmica não prevista em função de óticas diferentes entre operação e planejamento, causando aumento de encargos. Este aspecto será explicado mais tarde.Encargos: Proliferação de encargos, a maioria ironicamente criada após a reforma mercantil do setor.
O gráfico IV mostra o surgimento cronológico dos encargos e os tributos que incidem sobre o consumo de energia elétrica, onde, é importante lembrar que muitos deles participaram da formação do superávit primário. Os encargos estão classificados em 3 grupos:
Subsídios:
CCC - Conta de Consumo de Combustíveis: Rateio dos custos relacionados ao consumo de combustíveis para a geração de energia termoelétrica na Região Norte do país.
PROINFA -Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético. Criada principalmente para promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.
P&D – Criado para custear Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética das concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
Compensatórios:
RGR - Reserva Global de Reversão. Encargo criado em 1957 com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação dos serviços públicos de energia elétrica, como também para financiar a expansão e melhoria desses serviços.
CFURH - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos para compensar os municípios afetados.
UBP – Uso do Bem Público. Custo associado ao regime de concessão. Representa uma compensação pelo uso de um bem que pertence à sociedade por um produtor independente ou autoprodutor.
Custos relativos ao modelo:
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica para custeio da ANEEL.
ONS – Custeio do Operador Nacional do Sistema.
ESS - Encargo de Serviços do Sistema, para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema para o atendimento do consumo[6].
MAE – Custo da câmara de comercialização, hoje CCEE.
RTE/Percee – Receita Tarifária Extraordinária. Recuperar o equilíbrio econômico – financeiro das empresas no Período do Racionamento de Energia Elétrica (Percee) Leilões – Custo dos leilões
103% - Distribuidoras autorizadas a repassar ao consumidor custo de até 3% acima da energia consumida.
En Res. – Energia contratada para suprir deficiências na garantia efetiva do parque gerador.
Como se pode ver, as análises que procuram enaltecer a eficiência do arranjo mercantil geralmente omitem que muito dos custos, que não geram um kWh sequer, são conseqüências do modelo adotado. Privatização e mercantilização no Brasil geraram um modelo mimetizado e fragmentado que exige uma custosa instrumentalização do estado ainda incompleta.
6. A tarifa subia, mas, estavam todos distraídos?
Para entender o longo processo que provavelmente culminará com a debilidade da Eletrobrás, é preciso voltar a olhar atentamente o gráfico III. Em 2004, ano do lançamento da “reforma” do governo Lula, a tarifa industrial já havia subido 63 % acima da inflação, mas, curiosamente, a indústria não reclamava com a ênfase que adotou em 2012. Por que motivos?
Lembrando o comportamento da demanda no período pós-racionamento (Gráfico I), cerca de 8.000 MW médios “sumiram” do mercado em função da retração dos consumidores. Em termos de queda de receita do setor, R$ 10 bilhões anuais deixaram de ser faturados. Para se ter uma idéia da dimensão energética, isso representa aproximadamente a garantia física da usina de Itaipu, a maior do país. Mesmo com toda essa qualificação, já evidente em 2002, o governo manteve a descontratação das geradoras federais proibindo-as de procurar outros contratos para minorar as perdas.
Essa decisão provocou uma bilionária transferência de renda das empresas públicas para o “mercado livre”. Mas, como se deu isso?
Como explicado no item 2, as usinas brasileiras não comercializam a sua geração real como observado em mercados genuínos. Aqui, elas vendem seus certificados, uma parcela da energia total do sistema calculada com uma metodologia altamente complexa e repleta de subjetividade.
Nesse jogo de quantidade de energia não acoplada fisicamente às usinas, estranhas relações ocorrem. Como é muito mais econômico gerar com água ao invés de usar combustíveis, o sistema brasileiro mostra curiosos números: Por exemplo, em 2011, as hidráulicas, que eram aproximadamente 70% da capacidade instalada, geraram 81% da energia consumida. Ora, se os outros 30% da capacidade, geraram apenas 19% da energia e foram remunerados por seu certificado, como se dá essa transferência? Quem pagou a quem, quanto foi transferido e por quanto foi paga a energia?
O gráfico VI mostra a evolução de duas grandezas que em mercados genuínos podem ser diferentes, mas, pela singularidade brasileira, a menos de pequenas diferenças (por exemplo, o valor mínimo, arbitrado), são iguais. O PLD é o preço do mercado livre, onde usinas que não geram sua garantia física “ajustam” essa diferença. O CMO é o custo marginal de operação, um parâmetro do operador do sistema que nada tem a ver com questões comerciais. Evidentemente, no mercado livre há contratos firmados entre participantes que não seguem esse preço, mas a parcela de “ajustes” é tão alta que o PLD acaba sendo usado como parâmetro e é nesse aspecto que há a atratividade da especulação de curto prazo.
Essa configuração é mais um aspecto esdrúxulo do modelo brasileiro. Como se pode ver, o preço de curto prazo é calculado por uma entidade que não participa do mercado e utiliza uma metodologia monopolística, o que, em termos conceituais é bastante contraditório.
Nesse mercado, consumidores ou comercializadores também liquidam suas diferenças que não apresentem “lastro” em garantia física de seus compromissos. Para se ter uma idéia do comportamento geral desse preço, o gráfico V mostra a distribuição de freqüência de cada nível de CMO quando o sistema “está em equilíbrio” de acordo com o critério atual. A coluna amarela é o CMO médio[7] e é igual ao Custo Marginal de Expansão, CME (~ R$ 130/MWh), critério atual de equilíbrio.
Fica óbvio que, na maioria do tempo, a probabilidade do CMO (ou PLD) ficar abaixo de R$ 130/MWh é muito alta. Na realidade, cerca de 70% dos CMO´s seriam menores que R$ 130/MWh. A coluna vermelha é o valor mais provável, cerca de R$ 35/MWh.
Portanto, estruturalmente, o mercado livre brasileiro é um convite à especulação. Fica claro que, dependendo das penalidades, pode ser vantajoso ficar descontratado. Os momentos onde o preço explode mostram exatamente essa situação, onde uma “surpreendente” inadimplência revela o verdadeiro padrão do mercado.
Portanto, se a demanda pós-racionamento se reduziu em 15% e se as geradoras federais foram compulsoriamente descontratadas, estando obrigadas a gerar por serem hidráulicas, o que se decidiu na prática foi absorver nas empresas públicas a perda de receita do setor e transferir ao mercado livre energia assegurada por ninharias. O gráfico VI mostra que, até 2007, o PLD permaneceu em níveis irrisórios. Só a empresa FURNAS ficou com aproximadamente 2.000 MW médios sendo liquidados por valores tão baixos quanto R$ 4/MWh. Essa energia, valorada a R$ 90/MWh[8] representaria uma receita de R$ 4 bilhões, mas foi liquidada por menos de um décimo desse valor ao longo do período.
Evidentemente, com a decisão da descontratação, o mercado livre, que, em 2003 tinha apenas 4 consumidores explodiu para mais de 600 em 4 anos e hoje tem mais de 1400 agentes, sendo que quase 30% da carga total é negociada nesse ambiente. Por esse motivo, apesar dos aumentos de preço do mercado cativo, a indústria não reclamava, pois migrava para o lugar “irrigado” pela energia hidráulica das estatais quase gratuitas.
Cercado de segredos estratégicos, o ambiente é uma “caixa preta” com contratos ex-post (sem exigência de contratação anterior ao consumo) com conseqüências até sobre as estatísticas brasileiras. Hoje, é impossível se obter uma série sobre os preços do setor industrial, pois metade da indústria está nesse nicho e as estratégias de contratos são variáveis e desconhecidas.
Esse fenômeno é importante para perceber que a política “madrasta” com as estatais não se iniciou com a medida provisória das tarifas. Na realidade, essa transferência de renda da descontratação é significativa. É sempre omitida por ter ocorrido sob um sistema de mercado legalizado, mas obviamente prejudicial às empresas públicas.
7. A competitividade da Indústria como pretexto.
A partir de 2012, as divergências metodológicas entre o planejamento e a operação estão mostrando que a garantia não é exatamente a que se supõe. Isso pode ser percebido pelo esvaziamento dos reservatórios e uso máximo das térmicas, que irá trazer uma conta bilionária para o consumidor ou contribuinte. Após o mercado livre ter percebido que as condições tinham se alterado, as entidades representativas da indústria, tendo a FIESP à frente, lançam uma campanha midiática identificando as empresas estatais como as grandes vilãs das tarifas altas.
A argumentação é, ao mesmo tempo, simplória e enganosa. Confunde-se período de concessão com prazo de amortização e assim, como “defensores do povo”, dizem que as usinas já foram pagas. Ora, apenas para citar um exemplo em contrário, as concessões do Rio São Francisco datam de 1945, mas as usinas não foram construídas nessa data.
Xingó, por exemplo, só começou a operar em 1994. Além disso, as empresas não estancam investimentos a partir do início da operação da usina. Há sempre melhorias sendo realizadas.
Tudo foi tramado como se não houvesse uma rígida contabilidade fiscalizada pela ANEEL que registra os capitais investidos e as amortizações. Claro que havia reduções possíveis, mas, com uma meta ambiciosa de desconto tarifário sem enfrentar nenhuma das reais causas, evidentemente o que estava registrado seria insuficiente.
Ninguém pode ser contra a diminuição de custos, mas a argumentação de que a energia elétrica seria um fator decisivo na perda de competitividade da indústria em geral é grotesca. Se tal argumento fosse válido, as indústrias japonesas e italianas estariam quebradas, pois a primeira paga praticamente o mesmo e a segunda 60% a mais, como mostra o gráfico VII.
Além disso, a Pesquisa Industrial Anual do IBGE (2010)[9] mostra que, na indústria como um todo, o peso da energia elétrica nos custos não passa de 4,5%. Os sub-setores onde o a energia é importante são os eletrointensivos, tais como Alumínio, Ferro-Ligas, Fabricação de Gases Industriais, Soda-Cloro, e outros. Nesses, a proporção pode ultrapassar 18%, mas esse percentual está longe de ser representativo da indústria brasileira.
Aproveitando a não muito inteligente exigência constitucional que coloca a exploração de potenciais hidroelétricos em pé de igualdade com, por exemplo, a exploração do bonde do Pão de Açúcar, o governo veio “fazer justiça”. Com grande estardalhaço, anuncia a medida provisória 579, que é impar não apenas na numeração, mas inaugura no planeta uma política do “se ficar o bicho come, se correr o bicho pega” no setor elétrico. Propõe-se a prorrogação das concessões condicionada a um inédito arrocho tarifário.
8. Só mesmo no Brasil
Da noite para o dia, a ANEEL[11], contrariando sua própria atuação na fiscalização contábil, arbitra a tarifa das usinas apenas para cobrir custos de operação e manutenção (O&M). Para tal, usa uma metodologia altamente contestável, causando um arrocho de receita de 70% na Eletrobrás, que surpreendentemente, aceita tudo.
Como se não bastasse o “desacoplamento” contábil de usina e empresa, os valores foram definidos por uma matemática contestável, onde, dada a capacidade instalada e uma estimativa da geração, a ANEEL atribui a tarifa. Para ilustrar a simplificação, uma usina de 800 MW com duas turbinas de 400 MW tem exatamente a mesma despesa de O&M que outra com oito máquinas de 100 MW. Condições ambientais, grau de automação e restrições de operação foram desprezadas pela ANEEL.
Ora, se um ativo só pode ser remunerado dessa maneira, ele se “desliga” contabilmente da empresa. Não participa mais de nenhum outro custo e, para piorar, a empresa passa a ser uma mera empreiteira de operação e manutenção daquela usina ou linha.
Comparações internacionais[12] de mais de uma fonte estimam os custos de O&M anuais de hidroelétricas como sendo aproximadamente 2,5% dos custos de investimento da usina. O número mais baixo sugerido pela literatura é de US$ 1750/kW. Para uma usina como Furnas, com 1216 MW, o valor seria aproximadamente R$ 20/MWh, mais do dobro da imposta pela ANEEL. Saliente-se que tal preço se refere a uma usina nova, sem os problemas de uma instalação de mais de 50 anos, que exigiria um maior cuidado e maior custo. O que se pode inferir é que a estratégia adotada pode colocar em risco a segurança do sistema.
Ampliando ainda mais o aspecto bizarro desse processo vale a pena examinar o critério usado para indenizar investimentos, o Valor Novo de Reposição (VNR) adotado pelo governo. Toda a contabilização existente foi rasgada e um valor de uma usina virtual “equivalente” à analisada passa a ser usado. Já que a campanha da FIESP elegia como exemplo de tarifa baixa a usina de Santo Antônio no Rio Madeira, a adoção deste critério teria sido mera coincidência?
Exemplo de eficiência, S. Antônio tem 3.150 MW e vai custar R$ 15,1 bilhões. É um projeto com parceria de estatais, financiamento subsidiado e a tarifa é uma promessa que depende do futuro. Mas, já que é um modelo, podemos dizer que os R$ 4,8 milhões por MW é um bom paradigma. As usinas de CHESF e FURNAS abalroadas pela lei das
tarifas somam 13.800 MW. Na lista estão incluídas, entre outras, as usinas de Furnas, Maribondo, Funil, Paulo Afonso, Itaparica e Xingó. Essas usinas, com mais de quatro vezes sua potência, teriam custado R$ 66 bilhões se fossem construídas hoje com a “elogiável” eficiência do consórcio.
A Eletrobrás tinha um registro contábil que indicava R$ 13,2 bi ainda a amortizar, 20% dos R$ 66 bi. Portanto, adotando a filosofia da FIESP e do próprio governo, o povo já teria quitado 80% do investimento! Mas, nada disso foi analisado e o governo só vai pagar R$ 5,9 bi, 44% do que está contabilizado com a assinatura da ANEEL, sumindo com R$ 7,3 bi e reduzindo a tarifa a 10% da anterior. Tudo isso com a ajuda do tesouro, ou seja, do contribuinte. Além do risco de deixar à míngua usinas que precisam de modernização, poucos perceberam que, se a própria usina de Santo Antônio fosse submetida ao garrote das tarifas, provavelmente não seria nem construída. Ou seja, o paradigma caça o próprio paradigma.
A questão é gravíssima, pois mostra uma enorme influência da indústria pesada sobre as decisões do governo, uma agência reguladora que aplica metodologias incoerentes com as existentes há mais de 50 anos e a total anuência da Eletrobrás que aceita passivamente que seus ativos percam 60% de valor da noite para o dia. Se isso não significa uma violenta politização das instituições, é preciso discutir o que significa politizar.
9. Não é assim que se faz.
A reforma mercantil de setores elétricos no mundo, ao contrário do propalado, não foi unânime. Na realidade, foi um fenômeno muito mais Europeu. Canadá e Estados Unidos, justamente nos sistemas mais hidroelétricos, preferiram manter o velho sistema de return rate regulation ou serviço pelo custo. Mais da metade dos estados americanos permanecem fora da regulamentação pelo mercado. As províncias Canadenses de British Columbia e Quebec permanecem com empresas estatais sólidas praticando uma das menores tarifas do planeta[13]. Para citar um “emergente”, a Coréia do Sul manteve a estatal KEPCO, inclusive após fazer uma visita ao Brasil e examinar nossa triste experiência.
Existem basicamente dois sistemas no planeta. Todos dois, se corretamente aplicados, cumprem o que prometem, ou seja, a proteção ao consumidor. O de mercado faz isso através da concorrência de preços. O de serviço pelo custo através do monitoramento da taxa de retorno. Se houvesse alguma óbvia vantagem estrutural significativa de um ou outro sistema, um desses arranjos seria unanimidade global. Se isso não ocorre é porque há certas características físicas ou experiências bem sucedidas de um sistema que impedem a mudança para o outro.
Por exemplo, para mostrar como as amortizações são capturadas para a modicidade tarifária nos Estados Unidos, a tabela abaixo mostra como, através da taxa de retorno sobre o patrimônio líquido (Return on Equity), as agências reguladoras monitoram as tarifas de diversas empresas americanas.
Fonte:R. Mihai Cosman – CPUC Energy Division. (***) Ferc response, (**) 2007, (*) 2006 Public Utilities Fortnightly.
Ao comparar esses números com os Retornos sobre Patrimônio Líquido das empresas brasileiras, é possível verificar que aqui é fácil encontrar taxas acima de 30%. Outra maneira de perceber essas diferenças está refletido na tabela a seguir, que mostra as campeãs de pagamento de dividendo nos últimos 5 anos. Evidentemente, em função de tudo o que foi mostrado até aqui, não há a presença de empresas estatais.
10. As conseqüências.
Pelo menos três grandes malefícios são implantados:
1. As empresas passam a ser “empreiteiras” de operação e manutenção (O&M), perdendo a iniciativa de investir, pois, qualquer despesa que não for assim classificada deve ser previamente autorizada pela ANEEL. Essa situação colide com o conceito de concessionário que, por definição, age em nome da União, merecendo deste a confiança através da devida fiscalização quanto à qualidade. Sendo estatais, sujeitas às regras rígidas de contratação e licitação, a complexidade e a burocracia impõem ineficiência. Empresas decidem investir em melhorias para não perder mercado, para evitar acidentes e até para não ser multadas pelo operador do sistema ou pela própria agência reguladora. Sendo a empresa a mais profunda conhecedora dos detalhes de uma instalação, como imaginar que a ANEEL será capaz de julgar em tempo hábil as necessidades de usinas tão diferentes? Podem-se imaginar os problemas judiciais que surgirão quanto à apuração de responsabilidades no caso de falhas.
2. Por outro lado, com um orçamento exclusivo para sua atividade, a usina ou linha deixa de participar da vida da empresa, que, sendo uma concessionária, têm uma inserção na sociedade que não se limita a gerar e transmitir energia. Basta observar o envolvimento da usina no universo microeconômico dos municípios no entorno dos reservatórios. A usina de Furnas, atingida pela medida, mantêm diversos convênios com os municípios vizinhos que, obviamente, não podem ser classificados como compromissos de O&M. Também serão quebrados vínculos com laboratórios, estudos, patrocínios e convênios fora dos limites geográficos da usina, ameaçando um patrimônio intangível, construído ao longo de décadas.
3. A transmissão das estatais, base essencial da rede básica, imbuída do transporte de energia entre regiões, já sofrera uma enorme redução de receita por ocasião das privatizações, então iminentes. Como não havia tarifas separadas para a geração e transmissão, a idéia foi deslocar toda a rentabilidade do conjunto para as usinas, que seriam vendidas. Portanto, a lei nº 12.783/2013 irá provocar uma redução adicional à já deprimida receita. Isso ocorre justamente no principal elemento responsável pela segurança e que, com certeza, necessitará modernização. que é causada pela complexidade adicional do sistema ao criar uma rede com vários proprietários. Uma burocracia equivalente a do primeiro item certamente exigirá recursos do Tesouro, pois o que se demanda não poderá ser classificado como O&M.
A partir da vigência da lei, a Eletrobrás terá sua receita reduzida em 70% da noite para o dia, outro ineditismo mundial. A tarifa média das usinas “amortizadas” de Furnas será de R$ 9,73/MWh e a da CHESF de R$ 7,10/MWh. Em termos do preço anterior, a redução ultrapassa 90%, e, em conflito com toda essa futura penúria, a Eletrobrás permanece envolvida em todos os projetos ditos estruturantes com investimentos comprometidos da ordem de R$ 25 bilhões. Para os investidores no mercado de capitais, as modificações foram mal recebidas, impondo uma redução de 57% no preço das ações da Eletrobrás nos últimos 6 meses.
11. Conclusões.
Ao contrário da propaganda oficial, o Brasil não vai bem. Além dos graves sintomas de aumento da violência, caos nos transportes públicos, caos na saúde e educação, a desindustrialização é um tema recorrente nos debates econômicos. Enquanto os seus concorrentes se especializam em produtos de maior valor agregado, o Brasil se volta para ser o “trabalhador braçal”, se aprofundando na produção de insumos básicos altamente energívoros e ambientalmente custosos. Surpreendentemente, o que se nota em todo esse processo é uma influência direta da indústria sobre o governo com uma argumentação que só tem validade para esse grupo eletro-intensivo. A política adotada, sem coragem de enfrentar outros grupos de interesse, se volta contra as instituições do estado numa manobra puramente contábil que poderá levar ao enfraquecimento estratégico do próprio estado.
Na Lei nº 12.783, percebe-se uma tentativa de introduzir uma variante tímida do modelo de comprador majoritário, sugerido ao governo em 2003, mas nunca divulgado[14].
Baseado em contratos por capacidade (MW) com uma instituição pública (que não necessitaria ser estatal), a idéia seria a de reconhecer que, dada a variabilidade da geração real de cada usina, não há sentido a adoção de um mercado virtual de certificados fixos de energia (MWh) que dependem de critérios discutíveis. A sugestão tentava reconhecer que o racionamento teria sido uma dura lição e, dado o apoio popular do novo presidente, seria possível uma reforma que fosse ao âmago da questão. O sistema proposto, menos fragmentado e bem mais apropriado às singularidades brasileiras, traria segurança aos investidores, que receberiam uma receita fixa pela usina e não estariam sujeitos aos riscos hidrológicos, que seriam repassados ao comprador majoritário. Claro que nenhum sistema é perfeito, mas, não tendo sido debatido, foi abortado no nascimento.
A regulamentação do setor está de tal forma enredada em decisões desestruturadas, que se transformou num grande quebra-cabeça. O setor necessitaria de um amplo diagnóstico que envolvesse as instituições públicas e privadas, universidades e associações setoriais para examinar todos os problemas técnicos, regulatórios e políticos envolvidos. As recentes demonstrações de pouco diálogo por parte do governo parecem afastar qualquer possibilidade. Há dúvidas de que essa política possa ser sustentada no longo prazo e, apesar de todo o trauma, com conseqüências imprevisíveis, continuaremos um “ponto fora da curva” entre sistemas com matriz energética semelhante.
Enquanto a sociedade brasileira tem grandes dificuldades de compreender a complexidade técnica do tema e, equivocadamente, só vislumbra o prisma “privatização versus estatização”, por outro lado, as sofríveis performances de alguns serviços privatizados e a crescente interferência técnica, política e gerencial nas empresas federais, dão a impressão que, hoje, estamos no pior dos mundos, pois não sabemos nem privatizar e nem gerir empresas públicas.
Ao contrário da apregoada eficiência de sistemas mercantis em setores elétricos, a experiência mundial relata uma série de problemas com o sistema escolhido pelo Brasil. Na realidade, a questão está longe de se transformar numa fórmula de sucesso. O aspecto físico da produção de energia é o “calcanhar de Aquiles” da ideologia de mercantilização da energia. Aqui, colocado segundo plano, tratam-se os sistemas como se fossem todos iguais, mas, como se verá, o nosso tem singularidades que transformam a implantação de um mercado competitivo por energia num complexo jogo virtual.
Segundo informações da Agência Internacional de Energia, o Brasil gera 2% da eletricidade no mundo, numa lista onde os Estados Unidos respondem por mais de 20%. Entretanto, a nossa matriz nos coloca entre os líderes na produção de energia advinda de fonte não fóssil. Considerando apenas a hidroeletricidade, o Brasil ocupa o segundo lugar (12%) com a China em primeiro (15%). Apenas seis países (China, Brasil, Canadá, Estados Unidos, Rússia e Noruega) detêm quase 60% dessa forma de produção. Mesmo nesse seleto “clube”, há outras características que nos diferenciam ainda mais.
O predomínio da hidroeletricidade mostra que, enquanto a Noruega tem 99% de sua energia de origem hídrica, o Brasil tem 86%, o Canadá 60%, a Rússia 20% e os Estados Unidos apenas 8%.
Afunilando ainda mais a seleção, há sistemas que armazenam a energia primária, a água, em quantidades significativas. Com esse filtro, sobram apenas dois: o Canadense e o Brasileiro. Segundo o World Water Development Report II, o Canadá possui reservatórios capazes de guardar quase 700 km3. O Brasil figura em segundo lugar com 500 km3. O Canadá não tem um sistema integrado como o Brasil, mas a maior similaridade está no sistema de Quebec, capaz de armazenar o equivalente a três meses da sua carga, enquanto o brasileiro “guarda” cinco meses.
Apesar das semelhanças, o exemplo do Canadá foi desprezado. O Brasil entrou de cabeça na moda dos anos 90, adotando uma complexa adaptação do paradigma mercantil inglês, apesar das radicais diferenças entre os sistemas. Com um modo de produção cooperativo, onde as usinas trabalham em sincronismo em torno de um objetivo sistêmico, o Brasil foi obrigado a adotar uma complexa e subjetiva adaptação para associar uma quantidade de energia a cada usina. O “mercado” competitivo funciona com um conjunto de “certificados” emitidos por um cálculo matemático em datas diferentes sem garantia de isonomia e ironicamente denominados “garantia física”, pois tem muito pouco a ver com a geração das usinas. Eles pretendem representar a parcela do total do sistema associado a cada usina dada pela sua “importância” no todo. Como essa medida depende da operação do sistema que depende de parâmetros que podem se alterar, a instabilidade e a contestabilidade são características intrínsecas do modelo escolhido.
Para o consumidor, a escalada tarifária é o sintoma mais evidente da série de equívocos ideológicos que imagina um mercado de kWh como o comércio de uma mercadoria qualquer. No caso brasileiro, a mercantilização trouxe mais problemas do que soluções. Para trazerem benefícios líquidos para a sociedade, as reformas exigem uma significativa instrumentalização do estado, cujos custos nunca são contabilizados como parte do processo.
3. Implantação e racionamento.
O processo de mercantilização da energia não surgiu na década de 90. A constituição de 88, que muitos classificaram como “estatizante”, é a semente do que vem a ser o nosso inusitado modelo elétrico. O conceito de “justa remuneração do capital”, constante da carta de 1946, foi substituído pela sacralizada “licitação”, deixando a definição da política tarifária para a legislação comum. Tomando-se uma decisão aparentemente democrática e isenta de ideologia, ao introduzir o sintomático desprezo pelas diferenças físicas, tratou-se a exploração de potenciais hidroelétricos a qualquer outro serviço público. A diferença se dá por dois evidentes aspectos:
● Usinas hidroelétricas têm uma durabilidade muito acima da maioria dos ativos de serviços públicos.
● Usinas hidroelétricas lidam com o recurso natural água, que, sob qualquer filosofia é um bem público de primeira grandeza.
Considerando essa singularidade, a constituição de 1946 estabelecia que a exploração dessa riqueza só devesse ser realizada sob o princípio da justa remuneração, ou seja, não é o mercado que deve determinar o preço, mas sim um monitoramento dos custos do concessionário de um ativo de longa vida útil e dependente de uma riqueza natural.
A obrigatoriedade constitucional de licitação não é comum em outros sistemas de base hidroelétrica, pois uma usina pode não ser apenas uma fábrica de kWhs, e, em conseqüência, outros atributos ficariam de fora de uma concorrência por preço do kWh. Canadá e Estados Unidos mantêm os mesmos concessionários justamente para poder se aproveitar da amortização do capital investido em prazos compatíveis com a extensa vida útil e do cumprimento de outras atribuições. No Brasil, as decisões oscilam como uma biruta ao vento, ora venerando a constituição liberalizante, ora reconhecendo a inconveniência de tratar potenciais hidráulicos como um serviço público comum.
Numa dessas “rajadas”, a partir Lei 8.631/1993, a tarifa perdeu o caráter de remuneração garantida[2]. Até então, as amortizações de ativos, que nada mais são do que uma redução de custos, eram continuamente capturadas para a redução tarifária. Em 1995, a partir das leis 9074 e 8987, a legislação estabelece a tarifa como definida “pelo preço”, perdendo o vínculo com os estágios de amortização e com o conceito de serviço pelo custo. Cria-se a figura do produtor independente que tem obrigações muito diferentes dos concessionários de serviço público de geração.
Os contratos de fornecimento das empresas estatais, fixados pela regra anterior, seriam cancelados em 2003 para que o mercado se implantasse completamente em quatro anos. O importante é que, até 1993, as tarifas brasileiras seguiam a regra de serviço pelo custo e, descontada a inflação do período, valiam a metade do valor atual.
A preparação para a privatização obrigou o cancelamento de todos os investimentos previstos nas empresas da Eletrobrás, pois o interesse era valorizar os ativos a serem vendidos e minorar obrigações das empresas. Evidentemente, com a possibilidade de adquirir usinas prontas, o investimento privado não atendeu as expectativas sobre novos investimentos e, sob a seca média de 2001, sobreveio o maior racionamento já registrado em países sem guerras ou desastres naturais, como mostra o gráfico I.
É essencial notar que, além da queda abrupta, mesmo após o fim do decreto, o mercado sofreu uma retração permanente de aproximadamente 15%, o que equivale ao crescimento de três anos. Esse fenômeno, que tem extrema importância, será examinado adiante e é essencial para compreender as decisões tomadas a partir dessa lamentável experiência.
Gráfico I- Carga do sistema interligado 1995-2011 (Fonte: ONS)
4. Não vale o que está escrito.
A partir do impacto na economia e no sentimento geral da sociedade brasileira, o então candidato Lula obteve uma plausível vantagem decorrente da falha que levou ao racionamento. Em 2002, o Instituto Cidadania reuniu técnicos egressos das empresas federais, membros da academia e a então secretária de Minas e Energia do governo do Rio Grande do Sul. Ali é lançado o documento “Diretrizes e linhas de ação para o setor elétrico brasileiro”, que textualmente, definia:
● “A extinção do Mercado Atacadista de Energia Elétrica que, de forma inadequada, subordinado hoje a operação, submete a organização e a expansão do sistema elétrico à lógica paralisante de um modelo de mercado inexistente, impedindo o pleno desenvolvimento do setor, além de promover a transferência do excedente econômico gerado nessa área.”
● “A retomada do sistema de tarifas pelo custo do serviço, posto que tal medida reduzirá as incertezas e os riscos para produtores e consumidores. ( ) Parte do excedente econômico das usinas hidráulicas deve financiar a expansão e as políticas de subsídio social e desenvolvimento regional.”
● “A garantia de que a energia advinda dos projetos hidráulicos existentes (atualmente vinculados aos contratos iniciais sob a denominação “energia velha”), bem como do aproveitamento do potencial favorável de recursos naturais (hidráulicos, eólicos etc), seja prioritariamente destinada ao serviço público, cooperativo ou comunitário. (.........) Cabe definir uma política específica para unidades econômicas eletro-intensivas desvinculadas de projetos de desenvolvimento. Considerando-se que esses setores são maduros o suficiente, evita-se a mobilização de capitais públicos em seu benefício.”
● “Para evitar aumentos elevados das tarifas, serão prorrogados os contratos iniciais entre geradoras e distribuidoras, revogando-se na prática a abertura do mercado prevista para 2003. ( )”
● “Será criado um novo modelo de gestão, que contemple o desenvolvimento organizacional e administrativo das empresas federais e estaduais, explicitando suas responsabilidades sociais, fazendo-as respeitar os direitos do consumidor e subordinando-as ao controle pela sociedade. Haverá obrigatoriedade de estabelecer nessas empresas contratos de gestão que assegurem administração transparente, realizada por profissionais competentes, definindo papéis e fixando prazos e metas, especialmente no que concerne à implementação dos planos setoriais de investimento, isoladamente ou em parceria com a iniciativa privada.”
Praticamente nenhum desses princípios foi adotado. Ao contrário:
● O mercado livre teve a sua efetiva implantação no governo Lula.
● O conceito de serviço pelo custo foi abandonado, sendo que a partir da descontratação, foi implantado o preço de mercado, inclusive para as estatais.
● Apesar das tarifas mais baixas, das promessas do documento, da abertura de negociações com o governo FHC e das evidências de absorção de prejuízo em função da queda abrupta de demanda, as estatais foram descontratadas surpreendendo os técnicos que participaram da edição do documento.
● Nenhum novo modelo, contrato de gestão ou profissionalização da direção das empresas foi implantado. Os cargos foram usados como moeda de troca para a nomeação de políticos da base aliada. A partidarização da diretoria da Eletrobrás foi evidente.
● As empresas da Eletrobrás foram mantidas no plano de desestatização até 2004, obrigadas a realizar parcerias minoritárias com o setor privado e contribuindo para o superávit primário com R$ 2 bilhões anuais até 2010.
5. As previsíveis conseqüências.
Os gráficos abaixo mostram a dinâmica dos preços desde que a reforma mercantil foi implantada em 1995, sendo “reformada” em 2004, porém mantendo os mesmos princípios do governo Fernando Henrique.
Os gráficos abaixo mostram a dinâmica dos preços desde que a reforma mercantil foi implantada em 1995, sendo “reformada” em 2004, porém mantendo os mesmos princípios do governo Fernando Henrique.
Gráfico II – Evolução tarifária residencial 1995 – 2012 – 51% de aumento real.
Gráfico III – Evolução tarifária industrial mercado cativo 1995-2012 – 107% de aumento real.
Até 2012, o governo não tomou nenhuma atitude que procurasse analisar, reconhecer as conseqüências de decisões anteriores, explicá-las aos consumidores ou adotar qualquer política no sentido de minorar seus efeitos. Abaixo, alguns passos que agravaram o aumento tarifário:
1. Descontratação de 2003: Apesar de praticarem tarifas mais baixas, as estatais perderam os contratos. Algumas distribuidoras, beneficiadas com a decisão do governo anterior em admitir contratos com usinas próprias, sem licitação, trocaram tarifas estatais por outras até 150% mais caras[3]. Em 2003 a COELCE, do Ceará descontratou energia da CHESF que custava 54,70 e contratou em seulugar energia da Termo Fortaleza a 153,98. A Light se desfez de uma energia de Furnas que custava 76,03 e contratou de sua própria termoelétrica (Norte Fluminense) por 133,19. A CPFL preferiu contratar energia de sua própria geração por 113,54 e “largar” a energia da CESP que custava 63,05. A AES Eletropaulo preferiu energia da AES Tietê a 109,94 do que comprar da CESP a 78,30.
2. Recuperação de receita sob demanda reduzida: Aumentos de mais de 30% na primeira revisão tarifária para as distribuidoras, compensando a queda de demanda e de receita decorrente do racionamento pós 2002. Alguns exemplos: Em 2003, CEMIG – 31,53%. COELCE – 31,29% - COELBA – 31,49% , CPFL – 19,25%, Bandeirante – 18,08%, ENERSUL – 32,59%, ENERGIPE – 31,18%. Em 2004, ESCELSA – 19,89%, COPEL – 14,43%. Em 2005, CELPE – 24,43%, Manaus Energia – 19,07%.[4]
3. Indexação: Parcelas da conta de luz indexadas ao IGP-M.
4. Dúvida na segurança: Criação de um encargo de energia “de reserva”, apesar de termos uma energia que se diz “assegurada”[5].
5. Erros da ANEEL: Custos fixos nas contas das distribuidoras majorados como se fossem proporcionais ao mercado. O Tribunal de Contas da União, investigando os sucessivos reajustes tarifários identificou custos invariáveis que sofriam reajustes equivalentes ao aumento de mercado. Tal procedimento foi interrompido, mas cerca de R$ 7 bilhões não foram devolvidos aos consumidores.
6. O mercado decide: Obsessivos quanto à idéia de que o mercado deveria resolver qual seria a matriz elétrica brasileira, leilões eram decididos com base em um discutível Índice Custo Benefício que, supostamente, daria conta da singularidade brasileira. Leilões resultaram na surpreendente contratação de 6 GW de caras térmicas, a maioria a óleo e diesel.
7. Apesar dos deságios dos leilões: Aumento do custo de transmissão. (R$/km - +100%). No ano 2000, tínhamos 69.034 kms de linhas na rede básica. Em 2011 temos aproximadamente 109.000 kms, uma bela expansão. Só que, antes, cada km de linha custava R$ 23.000. Em 2011 custa R$ 90.000, um aumento de 60% descontada a inflação. Representantes do governo festejavam deságios recordes da ordem de 50%, que, nessa ordem de grandeza, podem ser explicados por preços iniciais muito altos ou por especificações incompletas.
8. Dissidência entre planejamento e operação: Uso de geração térmica não prevista em função de óticas diferentes entre operação e planejamento, causando aumento de encargos. Este aspecto será explicado mais tarde.Encargos: Proliferação de encargos, a maioria ironicamente criada após a reforma mercantil do setor.
O gráfico IV mostra o surgimento cronológico dos encargos e os tributos que incidem sobre o consumo de energia elétrica, onde, é importante lembrar que muitos deles participaram da formação do superávit primário. Os encargos estão classificados em 3 grupos:
Gráfico IV – Diagrama esquemático e cronológico do surgimento de encargos e carga tributária.
CCC - Conta de Consumo de Combustíveis: Rateio dos custos relacionados ao consumo de combustíveis para a geração de energia termoelétrica na Região Norte do país.
PROINFA -Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético. Criada principalmente para promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.
P&D – Criado para custear Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética das concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
Compensatórios:
RGR - Reserva Global de Reversão. Encargo criado em 1957 com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação dos serviços públicos de energia elétrica, como também para financiar a expansão e melhoria desses serviços.
CFURH - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos para compensar os municípios afetados.
UBP – Uso do Bem Público. Custo associado ao regime de concessão. Representa uma compensação pelo uso de um bem que pertence à sociedade por um produtor independente ou autoprodutor.
Custos relativos ao modelo:
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica para custeio da ANEEL.
ONS – Custeio do Operador Nacional do Sistema.
ESS - Encargo de Serviços do Sistema, para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema para o atendimento do consumo[6].
MAE – Custo da câmara de comercialização, hoje CCEE.
RTE/Percee – Receita Tarifária Extraordinária. Recuperar o equilíbrio econômico – financeiro das empresas no Período do Racionamento de Energia Elétrica (Percee) Leilões – Custo dos leilões
103% - Distribuidoras autorizadas a repassar ao consumidor custo de até 3% acima da energia consumida.
En Res. – Energia contratada para suprir deficiências na garantia efetiva do parque gerador.
Como se pode ver, as análises que procuram enaltecer a eficiência do arranjo mercantil geralmente omitem que muito dos custos, que não geram um kWh sequer, são conseqüências do modelo adotado. Privatização e mercantilização no Brasil geraram um modelo mimetizado e fragmentado que exige uma custosa instrumentalização do estado ainda incompleta.
6. A tarifa subia, mas, estavam todos distraídos?
Para entender o longo processo que provavelmente culminará com a debilidade da Eletrobrás, é preciso voltar a olhar atentamente o gráfico III. Em 2004, ano do lançamento da “reforma” do governo Lula, a tarifa industrial já havia subido 63 % acima da inflação, mas, curiosamente, a indústria não reclamava com a ênfase que adotou em 2012. Por que motivos?
Lembrando o comportamento da demanda no período pós-racionamento (Gráfico I), cerca de 8.000 MW médios “sumiram” do mercado em função da retração dos consumidores. Em termos de queda de receita do setor, R$ 10 bilhões anuais deixaram de ser faturados. Para se ter uma idéia da dimensão energética, isso representa aproximadamente a garantia física da usina de Itaipu, a maior do país. Mesmo com toda essa qualificação, já evidente em 2002, o governo manteve a descontratação das geradoras federais proibindo-as de procurar outros contratos para minorar as perdas.
Essa decisão provocou uma bilionária transferência de renda das empresas públicas para o “mercado livre”. Mas, como se deu isso?
Como explicado no item 2, as usinas brasileiras não comercializam a sua geração real como observado em mercados genuínos. Aqui, elas vendem seus certificados, uma parcela da energia total do sistema calculada com uma metodologia altamente complexa e repleta de subjetividade.
Nesse jogo de quantidade de energia não acoplada fisicamente às usinas, estranhas relações ocorrem. Como é muito mais econômico gerar com água ao invés de usar combustíveis, o sistema brasileiro mostra curiosos números: Por exemplo, em 2011, as hidráulicas, que eram aproximadamente 70% da capacidade instalada, geraram 81% da energia consumida. Ora, se os outros 30% da capacidade, geraram apenas 19% da energia e foram remunerados por seu certificado, como se dá essa transferência? Quem pagou a quem, quanto foi transferido e por quanto foi paga a energia?
O gráfico VI mostra a evolução de duas grandezas que em mercados genuínos podem ser diferentes, mas, pela singularidade brasileira, a menos de pequenas diferenças (por exemplo, o valor mínimo, arbitrado), são iguais. O PLD é o preço do mercado livre, onde usinas que não geram sua garantia física “ajustam” essa diferença. O CMO é o custo marginal de operação, um parâmetro do operador do sistema que nada tem a ver com questões comerciais. Evidentemente, no mercado livre há contratos firmados entre participantes que não seguem esse preço, mas a parcela de “ajustes” é tão alta que o PLD acaba sendo usado como parâmetro e é nesse aspecto que há a atratividade da especulação de curto prazo.
Essa configuração é mais um aspecto esdrúxulo do modelo brasileiro. Como se pode ver, o preço de curto prazo é calculado por uma entidade que não participa do mercado e utiliza uma metodologia monopolística, o que, em termos conceituais é bastante contraditório.
Nesse mercado, consumidores ou comercializadores também liquidam suas diferenças que não apresentem “lastro” em garantia física de seus compromissos. Para se ter uma idéia do comportamento geral desse preço, o gráfico V mostra a distribuição de freqüência de cada nível de CMO quando o sistema “está em equilíbrio” de acordo com o critério atual. A coluna amarela é o CMO médio[7] e é igual ao Custo Marginal de Expansão, CME (~ R$ 130/MWh), critério atual de equilíbrio.
Fica óbvio que, na maioria do tempo, a probabilidade do CMO (ou PLD) ficar abaixo de R$ 130/MWh é muito alta. Na realidade, cerca de 70% dos CMO´s seriam menores que R$ 130/MWh. A coluna vermelha é o valor mais provável, cerca de R$ 35/MWh.
Portanto, estruturalmente, o mercado livre brasileiro é um convite à especulação. Fica claro que, dependendo das penalidades, pode ser vantajoso ficar descontratado. Os momentos onde o preço explode mostram exatamente essa situação, onde uma “surpreendente” inadimplência revela o verdadeiro padrão do mercado.
Gráfico V – Distribuição de probabilidades do CMO num sistema em equilíbrio de oferta e demanda.
Gráfico VI: Evolução do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) e do Custo Marginal de Operação (CMO)
Cercado de segredos estratégicos, o ambiente é uma “caixa preta” com contratos ex-post (sem exigência de contratação anterior ao consumo) com conseqüências até sobre as estatísticas brasileiras. Hoje, é impossível se obter uma série sobre os preços do setor industrial, pois metade da indústria está nesse nicho e as estratégias de contratos são variáveis e desconhecidas.
Esse fenômeno é importante para perceber que a política “madrasta” com as estatais não se iniciou com a medida provisória das tarifas. Na realidade, essa transferência de renda da descontratação é significativa. É sempre omitida por ter ocorrido sob um sistema de mercado legalizado, mas obviamente prejudicial às empresas públicas.
7. A competitividade da Indústria como pretexto.
A partir de 2012, as divergências metodológicas entre o planejamento e a operação estão mostrando que a garantia não é exatamente a que se supõe. Isso pode ser percebido pelo esvaziamento dos reservatórios e uso máximo das térmicas, que irá trazer uma conta bilionária para o consumidor ou contribuinte. Após o mercado livre ter percebido que as condições tinham se alterado, as entidades representativas da indústria, tendo a FIESP à frente, lançam uma campanha midiática identificando as empresas estatais como as grandes vilãs das tarifas altas.
A argumentação é, ao mesmo tempo, simplória e enganosa. Confunde-se período de concessão com prazo de amortização e assim, como “defensores do povo”, dizem que as usinas já foram pagas. Ora, apenas para citar um exemplo em contrário, as concessões do Rio São Francisco datam de 1945, mas as usinas não foram construídas nessa data.
Xingó, por exemplo, só começou a operar em 1994. Além disso, as empresas não estancam investimentos a partir do início da operação da usina. Há sempre melhorias sendo realizadas.
Tudo foi tramado como se não houvesse uma rígida contabilidade fiscalizada pela ANEEL que registra os capitais investidos e as amortizações. Claro que havia reduções possíveis, mas, com uma meta ambiciosa de desconto tarifário sem enfrentar nenhuma das reais causas, evidentemente o que estava registrado seria insuficiente.
Ninguém pode ser contra a diminuição de custos, mas a argumentação de que a energia elétrica seria um fator decisivo na perda de competitividade da indústria em geral é grotesca. Se tal argumento fosse válido, as indústrias japonesas e italianas estariam quebradas, pois a primeira paga praticamente o mesmo e a segunda 60% a mais, como mostra o gráfico VII.
Além disso, a Pesquisa Industrial Anual do IBGE (2010)[9] mostra que, na indústria como um todo, o peso da energia elétrica nos custos não passa de 4,5%. Os sub-setores onde o a energia é importante são os eletrointensivos, tais como Alumínio, Ferro-Ligas, Fabricação de Gases Industriais, Soda-Cloro, e outros. Nesses, a proporção pode ultrapassar 18%, mas esse percentual está longe de ser representativo da indústria brasileira.
Gráfico VII- Tarifa industrial de diversos países em 2011[10].
8. Só mesmo no Brasil
Da noite para o dia, a ANEEL[11], contrariando sua própria atuação na fiscalização contábil, arbitra a tarifa das usinas apenas para cobrir custos de operação e manutenção (O&M). Para tal, usa uma metodologia altamente contestável, causando um arrocho de receita de 70% na Eletrobrás, que surpreendentemente, aceita tudo.
Como se não bastasse o “desacoplamento” contábil de usina e empresa, os valores foram definidos por uma matemática contestável, onde, dada a capacidade instalada e uma estimativa da geração, a ANEEL atribui a tarifa. Para ilustrar a simplificação, uma usina de 800 MW com duas turbinas de 400 MW tem exatamente a mesma despesa de O&M que outra com oito máquinas de 100 MW. Condições ambientais, grau de automação e restrições de operação foram desprezadas pela ANEEL.
Ora, se um ativo só pode ser remunerado dessa maneira, ele se “desliga” contabilmente da empresa. Não participa mais de nenhum outro custo e, para piorar, a empresa passa a ser uma mera empreiteira de operação e manutenção daquela usina ou linha.
Comparações internacionais[12] de mais de uma fonte estimam os custos de O&M anuais de hidroelétricas como sendo aproximadamente 2,5% dos custos de investimento da usina. O número mais baixo sugerido pela literatura é de US$ 1750/kW. Para uma usina como Furnas, com 1216 MW, o valor seria aproximadamente R$ 20/MWh, mais do dobro da imposta pela ANEEL. Saliente-se que tal preço se refere a uma usina nova, sem os problemas de uma instalação de mais de 50 anos, que exigiria um maior cuidado e maior custo. O que se pode inferir é que a estratégia adotada pode colocar em risco a segurança do sistema.
Ampliando ainda mais o aspecto bizarro desse processo vale a pena examinar o critério usado para indenizar investimentos, o Valor Novo de Reposição (VNR) adotado pelo governo. Toda a contabilização existente foi rasgada e um valor de uma usina virtual “equivalente” à analisada passa a ser usado. Já que a campanha da FIESP elegia como exemplo de tarifa baixa a usina de Santo Antônio no Rio Madeira, a adoção deste critério teria sido mera coincidência?
Exemplo de eficiência, S. Antônio tem 3.150 MW e vai custar R$ 15,1 bilhões. É um projeto com parceria de estatais, financiamento subsidiado e a tarifa é uma promessa que depende do futuro. Mas, já que é um modelo, podemos dizer que os R$ 4,8 milhões por MW é um bom paradigma. As usinas de CHESF e FURNAS abalroadas pela lei das
tarifas somam 13.800 MW. Na lista estão incluídas, entre outras, as usinas de Furnas, Maribondo, Funil, Paulo Afonso, Itaparica e Xingó. Essas usinas, com mais de quatro vezes sua potência, teriam custado R$ 66 bilhões se fossem construídas hoje com a “elogiável” eficiência do consórcio.
A Eletrobrás tinha um registro contábil que indicava R$ 13,2 bi ainda a amortizar, 20% dos R$ 66 bi. Portanto, adotando a filosofia da FIESP e do próprio governo, o povo já teria quitado 80% do investimento! Mas, nada disso foi analisado e o governo só vai pagar R$ 5,9 bi, 44% do que está contabilizado com a assinatura da ANEEL, sumindo com R$ 7,3 bi e reduzindo a tarifa a 10% da anterior. Tudo isso com a ajuda do tesouro, ou seja, do contribuinte. Além do risco de deixar à míngua usinas que precisam de modernização, poucos perceberam que, se a própria usina de Santo Antônio fosse submetida ao garrote das tarifas, provavelmente não seria nem construída. Ou seja, o paradigma caça o próprio paradigma.
A questão é gravíssima, pois mostra uma enorme influência da indústria pesada sobre as decisões do governo, uma agência reguladora que aplica metodologias incoerentes com as existentes há mais de 50 anos e a total anuência da Eletrobrás que aceita passivamente que seus ativos percam 60% de valor da noite para o dia. Se isso não significa uma violenta politização das instituições, é preciso discutir o que significa politizar.
9. Não é assim que se faz.
A reforma mercantil de setores elétricos no mundo, ao contrário do propalado, não foi unânime. Na realidade, foi um fenômeno muito mais Europeu. Canadá e Estados Unidos, justamente nos sistemas mais hidroelétricos, preferiram manter o velho sistema de return rate regulation ou serviço pelo custo. Mais da metade dos estados americanos permanecem fora da regulamentação pelo mercado. As províncias Canadenses de British Columbia e Quebec permanecem com empresas estatais sólidas praticando uma das menores tarifas do planeta[13]. Para citar um “emergente”, a Coréia do Sul manteve a estatal KEPCO, inclusive após fazer uma visita ao Brasil e examinar nossa triste experiência.
Existem basicamente dois sistemas no planeta. Todos dois, se corretamente aplicados, cumprem o que prometem, ou seja, a proteção ao consumidor. O de mercado faz isso através da concorrência de preços. O de serviço pelo custo através do monitoramento da taxa de retorno. Se houvesse alguma óbvia vantagem estrutural significativa de um ou outro sistema, um desses arranjos seria unanimidade global. Se isso não ocorre é porque há certas características físicas ou experiências bem sucedidas de um sistema que impedem a mudança para o outro.
Por exemplo, para mostrar como as amortizações são capturadas para a modicidade tarifária nos Estados Unidos, a tabela abaixo mostra como, através da taxa de retorno sobre o patrimônio líquido (Return on Equity), as agências reguladoras monitoram as tarifas de diversas empresas americanas.
Fonte:R. Mihai Cosman – CPUC Energy Division. (***) Ferc response, (**) 2007, (*) 2006 Public Utilities Fortnightly.
Ao comparar esses números com os Retornos sobre Patrimônio Líquido das empresas brasileiras, é possível verificar que aqui é fácil encontrar taxas acima de 30%. Outra maneira de perceber essas diferenças está refletido na tabela a seguir, que mostra as campeãs de pagamento de dividendo nos últimos 5 anos. Evidentemente, em função de tudo o que foi mostrado até aqui, não há a presença de empresas estatais.
10. As conseqüências.
Pelo menos três grandes malefícios são implantados:
1. As empresas passam a ser “empreiteiras” de operação e manutenção (O&M), perdendo a iniciativa de investir, pois, qualquer despesa que não for assim classificada deve ser previamente autorizada pela ANEEL. Essa situação colide com o conceito de concessionário que, por definição, age em nome da União, merecendo deste a confiança através da devida fiscalização quanto à qualidade. Sendo estatais, sujeitas às regras rígidas de contratação e licitação, a complexidade e a burocracia impõem ineficiência. Empresas decidem investir em melhorias para não perder mercado, para evitar acidentes e até para não ser multadas pelo operador do sistema ou pela própria agência reguladora. Sendo a empresa a mais profunda conhecedora dos detalhes de uma instalação, como imaginar que a ANEEL será capaz de julgar em tempo hábil as necessidades de usinas tão diferentes? Podem-se imaginar os problemas judiciais que surgirão quanto à apuração de responsabilidades no caso de falhas.
2. Por outro lado, com um orçamento exclusivo para sua atividade, a usina ou linha deixa de participar da vida da empresa, que, sendo uma concessionária, têm uma inserção na sociedade que não se limita a gerar e transmitir energia. Basta observar o envolvimento da usina no universo microeconômico dos municípios no entorno dos reservatórios. A usina de Furnas, atingida pela medida, mantêm diversos convênios com os municípios vizinhos que, obviamente, não podem ser classificados como compromissos de O&M. Também serão quebrados vínculos com laboratórios, estudos, patrocínios e convênios fora dos limites geográficos da usina, ameaçando um patrimônio intangível, construído ao longo de décadas.
3. A transmissão das estatais, base essencial da rede básica, imbuída do transporte de energia entre regiões, já sofrera uma enorme redução de receita por ocasião das privatizações, então iminentes. Como não havia tarifas separadas para a geração e transmissão, a idéia foi deslocar toda a rentabilidade do conjunto para as usinas, que seriam vendidas. Portanto, a lei nº 12.783/2013 irá provocar uma redução adicional à já deprimida receita. Isso ocorre justamente no principal elemento responsável pela segurança e que, com certeza, necessitará modernização. que é causada pela complexidade adicional do sistema ao criar uma rede com vários proprietários. Uma burocracia equivalente a do primeiro item certamente exigirá recursos do Tesouro, pois o que se demanda não poderá ser classificado como O&M.
A partir da vigência da lei, a Eletrobrás terá sua receita reduzida em 70% da noite para o dia, outro ineditismo mundial. A tarifa média das usinas “amortizadas” de Furnas será de R$ 9,73/MWh e a da CHESF de R$ 7,10/MWh. Em termos do preço anterior, a redução ultrapassa 90%, e, em conflito com toda essa futura penúria, a Eletrobrás permanece envolvida em todos os projetos ditos estruturantes com investimentos comprometidos da ordem de R$ 25 bilhões. Para os investidores no mercado de capitais, as modificações foram mal recebidas, impondo uma redução de 57% no preço das ações da Eletrobrás nos últimos 6 meses.
11. Conclusões.
Ao contrário da propaganda oficial, o Brasil não vai bem. Além dos graves sintomas de aumento da violência, caos nos transportes públicos, caos na saúde e educação, a desindustrialização é um tema recorrente nos debates econômicos. Enquanto os seus concorrentes se especializam em produtos de maior valor agregado, o Brasil se volta para ser o “trabalhador braçal”, se aprofundando na produção de insumos básicos altamente energívoros e ambientalmente custosos. Surpreendentemente, o que se nota em todo esse processo é uma influência direta da indústria sobre o governo com uma argumentação que só tem validade para esse grupo eletro-intensivo. A política adotada, sem coragem de enfrentar outros grupos de interesse, se volta contra as instituições do estado numa manobra puramente contábil que poderá levar ao enfraquecimento estratégico do próprio estado.
Na Lei nº 12.783, percebe-se uma tentativa de introduzir uma variante tímida do modelo de comprador majoritário, sugerido ao governo em 2003, mas nunca divulgado[14].
Baseado em contratos por capacidade (MW) com uma instituição pública (que não necessitaria ser estatal), a idéia seria a de reconhecer que, dada a variabilidade da geração real de cada usina, não há sentido a adoção de um mercado virtual de certificados fixos de energia (MWh) que dependem de critérios discutíveis. A sugestão tentava reconhecer que o racionamento teria sido uma dura lição e, dado o apoio popular do novo presidente, seria possível uma reforma que fosse ao âmago da questão. O sistema proposto, menos fragmentado e bem mais apropriado às singularidades brasileiras, traria segurança aos investidores, que receberiam uma receita fixa pela usina e não estariam sujeitos aos riscos hidrológicos, que seriam repassados ao comprador majoritário. Claro que nenhum sistema é perfeito, mas, não tendo sido debatido, foi abortado no nascimento.
A regulamentação do setor está de tal forma enredada em decisões desestruturadas, que se transformou num grande quebra-cabeça. O setor necessitaria de um amplo diagnóstico que envolvesse as instituições públicas e privadas, universidades e associações setoriais para examinar todos os problemas técnicos, regulatórios e políticos envolvidos. As recentes demonstrações de pouco diálogo por parte do governo parecem afastar qualquer possibilidade. Há dúvidas de que essa política possa ser sustentada no longo prazo e, apesar de todo o trauma, com conseqüências imprevisíveis, continuaremos um “ponto fora da curva” entre sistemas com matriz energética semelhante.
Enquanto a sociedade brasileira tem grandes dificuldades de compreender a complexidade técnica do tema e, equivocadamente, só vislumbra o prisma “privatização versus estatização”, por outro lado, as sofríveis performances de alguns serviços privatizados e a crescente interferência técnica, política e gerencial nas empresas federais, dão a impressão que, hoje, estamos no pior dos mundos, pois não sabemos nem privatizar e nem gerir empresas públicas.
12. Notas.
[1] Engenheiro Eletricista, M. SC Sistemas, Ex-chefe de departamento em FURNAS, Ex-membro do conselho de administração de FURNAS (2003-2005) e Diretor do Ilumina – Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico.
[2] Pode soar como um privilégio, mas, na realidade, apesar de garantida, era limitada
[3] Alguns exemplos podem ser encontrados em Kirchner. C. A. Malogro no Setor Elétrico - Edições SEESP - 2005
[4] DIEESE – Nota Técnica 58 - 2007
[5] A metodologia usada no planejamento define a “garantia física” de cada usina, um “certificado” que associa à usina uma parcela da energia total do sistema. Para calculá-lo, simula-se a operação do sistema para um período futuro de 15 anos. Ocorre que, por divergências metodológicas, não incorpora procedimentos de aversão de riscos usados na operação real, tornando-se assim, estruturalmente mais otimista.
[6] Por princípio, esse custo deveria ser esporádico, mas, como veremos ao longo do texto, defeitos estruturais do modelo tornaram o custo crescente
[7] Pode parecer estranho que seja a média, mas o CMO assume valores acima de R$ 2500/MWh não mostrados no gráfico.
[8] Esse preço seria uma média dos contratos vigentes em 2002 corrigidos pelo IPCA.
[9] Como citado em Macro Visão - www.itau.com.br/20120914_MACRO_VISAO_ENERG 14/09/12
[10] Key World – 2011 - Interntional Energy Agency.
[11] O episódio mostra que a agência reguladora age politicamente em obediência ao governo, uma contradição de princípios.
[12] Energy technology netwoork - IEA ETSAP - May 2010 - www.etsap.org e International Renewable Energy Agency – Volume I – Power Sector - RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST Energy Agency – Volume I – Power Sector - RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST ANALYSIS SERIES
[13] Um consumidor residencial de Quebec tem uma tarifa 200% menor do que um consumidor brasileiro mesmo após a redução. Isso afasta qualquer argumento do efeito de valorização cambial sobre comparações tarifárias internacionais.
[14] O capitulo 4 do livro “Setor Elétrico Brasileiro: Uma Aventura Mercantil” descreve a estrutura em detalhe.
[1] Engenheiro Eletricista, M. SC Sistemas, Ex-chefe de departamento em FURNAS, Ex-membro do conselho de administração de FURNAS (2003-2005) e Diretor do Ilumina – Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico.
[2] Pode soar como um privilégio, mas, na realidade, apesar de garantida, era limitada
[3] Alguns exemplos podem ser encontrados em Kirchner. C. A. Malogro no Setor Elétrico - Edições SEESP - 2005
[4] DIEESE – Nota Técnica 58 - 2007
[5] A metodologia usada no planejamento define a “garantia física” de cada usina, um “certificado” que associa à usina uma parcela da energia total do sistema. Para calculá-lo, simula-se a operação do sistema para um período futuro de 15 anos. Ocorre que, por divergências metodológicas, não incorpora procedimentos de aversão de riscos usados na operação real, tornando-se assim, estruturalmente mais otimista.
[6] Por princípio, esse custo deveria ser esporádico, mas, como veremos ao longo do texto, defeitos estruturais do modelo tornaram o custo crescente
[7] Pode parecer estranho que seja a média, mas o CMO assume valores acima de R$ 2500/MWh não mostrados no gráfico.
[8] Esse preço seria uma média dos contratos vigentes em 2002 corrigidos pelo IPCA.
[9] Como citado em Macro Visão - www.itau.com.br/20120914_MACRO_VISAO_ENERG 14/09/12
[10] Key World – 2011 - Interntional Energy Agency.
[11] O episódio mostra que a agência reguladora age politicamente em obediência ao governo, uma contradição de princípios.
[12] Energy technology netwoork - IEA ETSAP - May 2010 - www.etsap.org e International Renewable Energy Agency – Volume I – Power Sector - RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST Energy Agency – Volume I – Power Sector - RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST ANALYSIS SERIES
[13] Um consumidor residencial de Quebec tem uma tarifa 200% menor do que um consumidor brasileiro mesmo após a redução. Isso afasta qualquer argumento do efeito de valorização cambial sobre comparações tarifárias internacionais.
[14] O capitulo 4 do livro “Setor Elétrico Brasileiro: Uma Aventura Mercantil” descreve a estrutura em detalhe.
ObS: Este texto foi publicado originalmente na revista Retrato do Brasil, Número 71 de Junho de 2013.
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