Pietro Erber, do INEE: Questões do Modelo do Setor Elétrico

O setor elétrico brasileiro enfrenta uma crise grave. Tal como no início dos anos 1990, apresenta perda de remuneração de parte das empresas, contestação de cobranças pelo suprimento de energia e investimento insuficiente para fazer frente ao crescimento da demanda.

Observe-se que a demanda de energia elétrica, mesmo contida pela baixa atividade econômica, sobretudo industrial, tem sido atendida com frequente e intenso uso de geração termelétrica de custo elevado. Dívidas bilionárias judicializadas, desacordo quanto às responsabilidades de diversos agentes e aos procedimentos operacionais que os afetam financeiramente tornam o setor disfuncional.

O atual modelo do setor elétrico foi concebido há mais de vinte anos com dois objetivos principais: atender ao preceito constitucional que condiciona a concessão de bens e serviços públicos à sua licitação e promover a competição dos agentes, para propiciar a redução dos preços do suprimento. Neste sentido e para incentivar o investimento privado, bem como assegurar o atendimento do mercado, foram adotados critérios apropriados a países onde predomina a geração termelétrica, onde a operação de uma usina não afeta a de outras. Além desses aspectos inerentes, a excessiva ingerência governamental na operação do sistema acarreta custos adicionais e impedem que os objetivos fundamentais dos serviços a cargo do setor elétrico - eficiência, competitividade e sustentabilidade - sejam plenamente alcançados.

Vários elementos do modelo vigente, que afetam geradores e consumidores, carecem de revisão. Talvez o principal seja o chamado GSF, que constitui um redutor da “geração garantida” das usinas hidrelétricas, obrigando-as a comprar no mercado de curto prazo a energia que deixem de gerar, seja devido à situações hidrológicas desfavoráveis, seja em decorrência de imposição de geração termelétrica adicional, fora da ordem de mérito, ou da falta de capacidade de transmissão ou ainda da redução da geração hidrelétrica para permitir que a energia gerada a partir de fontes intermitentes, cujo custo marginal é nulo, seja absorvida pelo sistema interligado. O GSF tem sido motivo de contestação de dívidas e constitui grave desestímulo a novos investimentos na geração hidrelétrica, além de motivar aumento da remuneração exigida para fazer face a esse risco, pois os concessionários dessas usinas não têm controle sobre sua afluência e operação. Esta questão carece de novo tratamento, que reflita o caráter sistêmico do suprimento e aloque o custo do risco hidrológico a quem possa minimamente controla-lo ou à totalidade dos consumidores.

O modelo atual baseia sua operação comercial em contratos entre usinas e consumidores, enquanto na realidade os consumidores são atendidos pelo sistema interligado e não apenas por usinas específicas com as quais mantêm contratos comerciais. É graças à operação coordenada do sistema que os custos do suprimento são reduzidos pelos ganhos de sinergia entre seus componentes - usinas de várias naturezas, reservatórios e linhas de transmissão. O ganho de energia proporcionado pela coordenação da operação do sistema interligado é um ganho sistêmico e como tal deveria ser tratado. Consequentemente, a remuneração de uma usina hidrelétrica não deveria ser pela energia contratada e produzida (pela própria ou por outra usina do MRE, ou ainda por uma térmica), mas mediante um critério que proporcione maior estabilidade, que não dependa da sua operação e sim de sua disponibilidade.

Outro elemento que precisa ser revisto é o das “bandeiras tarifárias”, instrumento criado recentemente para prover necessária antecipação de receita às distribuidoras em períodos em que os custos de geração termelétrica aumentam significativamente. Apresentado como um ”sinal de preço” (mais propriamente “sinal de custo”) este instrumento deixa a desejar, porque em períodos de maior geração termelétrica a receita gerada tem sido insuficiente, obrigando as distribuidoras a bancarem as diferenças até nova revisão tarifária, e porque aos consumidores interessa mais contar com tarifas estáveis e previsíveis do que conhecer os custos incorridos em seu suprimento. Quanto a estimular aumento de eficiência, faz pouco sentido aplicar um estímulo eventual, como se em momentos de abundância a eficiência fosse menos necessária. Afinal, dado que a geração termelétrica complementar passa a ser frequente, caberia incorporar seu custo médio provável à tarifa.

A rápida expansão do mercado livre, que já representa cerca de 30% do total, requer cuidados, quer no sentido de igualar responsabilidades no custeio do suprimento, quer para induzir a expansão da oferta. Em breve será inviável cobrir os custos de combustível visados pelas “bandeiras tarifárias” ou assegurar a contratação da oferta necessária apenas com base nos consumidores cativos. Num novo modelo a diferenciação de responsabilidades dos consumidores, livres e cativos, precisa considerar que ambos são atendidos pelo mesmo sistema interligado.

Como as energias de fontes intermitentes deverão assumir contribuições ainda mais relevantes à oferta de energia, é necessário que se reconheçam seus custos de inserção no sistema interligado, para permitir a comparação de sua competitividade com a de outras fontes. A comparação com base no chamado custo nivelado é enganosa, pois desconsidera o custo de sua intermitência. Nesse sentido, é importante estudar quais serão as formas de compensá-la, evitando todavia que, para isso, se utilizem combustíveis fósseis. O armazenamento de parte da geração dessas fontes, para ser utilizada em períodos de falta, permitirá que sua geração se torne despachável. A explicitação dos custos dessa inserção contribuirá para reduzi-los, ao buscar as melhores soluções. Essas fontes, em particular a eólica e a solar fotovoltaica, pela importância de sua contribuição, deveriam deixar de ser consideradas “energias de reserva”. Afinal, sempre tiveram a maior prioridade de utilização por terem custo marginal nulo e seus custos deveriam deixar de serem remunerados através dos encargos do sistema.

Outros subsídios, como aqueles conferidos aos consumidores incentivados” cujo limite para acesso ao mercado livre é de 500 kW de demanda, desde que contratem suprimento de energias renováveis (exceto de hidrelétricas que não sejam PCH) precisam ter sua validade examinada e, eventualmente, extinta, pois a maioria dessas fontes já se tornou competitiva e os descontos que lhes são conferidos são gravosos para os demais consumidores e mesmo para as empresas de transmissão e de distribuição. Nessa mesma linha, é necessário que os consumidores atendidos em baixa tensão, e que possuam geração própria, sejam cobrados mediante tarifas binômias, de modo a preservar a remuneração das redes que os atendem e não onerar outros consumidores.

Um novo modelo setorial deverá encaminhar soluções satisfatórias para esses problemas e vários outros, incorporando a flexibilidade necessária num ambiente disruptivo, que já se efetiva em diversas áreas, inclusive em decorrência da pauta ambiental assumida pelo país como política de estado. As inovações e exigências que se prenunciam devem alterar profundamente as relações no âmbito do setor bem como destacar a vital importância de uma proativa articulação entre planejamento, operação e comercialização, de forma mais aderente à natureza do setor, exigindo uma concepção mais ampla do que a do modelo que se encontra em discussão no Congresso Nacional.

Pietro Erber é diretor do INEE - Instituto Nacional de Eficiência Energética
23/11/2018


[Fonte: INEE]


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