Paulo de Tarso Pinheiro Machado
Economista, Presidente do Grupo CEEE
Corecon/RS Nº 3639
Como está a situação do sistema elétrico brasileiro hoje?
Do ponto de vista físico o setor elétrico brasileiro hoje é um setor absolutamente robusto. Trata-se de um setor que, do ponto de vista da geração e transmissão, está praticamente todo interligado. Está configurado ao Sistema Interligado Nacional (SIN), de geração e transmissão, embora ainda fique de fora, em função de características geográficas, uma pequena parte da Amazônia. O grande problema do sistema hoje está no seu funcionamento, no seu modelo operativo. O sistema passou por diversas modificações nos últimos 10 anos que trouxeram grandes repercussões em todos os agentes do setor. Ele é formado por uma grande cadeia produtiva, de geração, transmissão e distribuição, no qual a distribuição está agregada a um outro setor, que é a comercialização, em dois ambientes, um regulado e um livre. E isso trouxe grandes repercussões a partir da Medida Provisória 579, editada em 2013, que mexeu muito no setor, ao interferir em um setor com uma marca regulatória muito forte. Trata-se de um setor que, justamente por ser regulado, é formado uma complexa teia de normas e leis e aspectos regulatórios, e, em função disso, não aceita uma intervenção aleatória ou não programada.
Qual a estrutura do Sistema?
Na verdade, o setor tem um conjunto de entes que interfere do ponto de vista operativo, e do ponto de vista regulatório, no que tange a questão de leis e regulação. Começa pelo Conselho Nacional de Politica Energética, passando pelo Ministério de Minas e Energia, órgãos como a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que é o órgão regulador, por órgãos de planejamento, como a Empresa de Planejamento Energético, órgãos de operação como o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), além de outros órgãos que têm a função de interagir no processo, como a Câmara de Comercialização de Energia, que faz toda a parte de comercialização, entre outros organismos que também fazem parte do processo.
De que forma está estruturada hoje a matriz energética brasileira?
Do ponto de vista de geração, a matriz é composta hoje por uma participação de 63% de geração hidráulica, 13,7% de gás natural, 5,4% de derivados de petróleo, 3,1% pelo carvão, 2,6% pela nuclear, 7,6% biomassa, 2,1% por eólica, 1% solar e outras com 2,3% de participação.
E a composição da matriz do Rio Grande do Sul?
No Rio Grande do Sul, a energia hidrelétrica é responsável por 58,12% do total. A termelétrica por 25,24%, e a energia eólica, por 16,64%. No caso da energia solar, tem-se contabilizado um empreendimento fotovoltaico em operação, mas, como não é significativo, não chega a ser processado dentro dos percentuais.
O Rio Grande do Sul compra energia?
O Rio Grande do Sul é importador de energia. Produz apenas 40% do que consome e importa os outros 60%. O Sul é responsável por 27% da energia elétrica gerada no País, sendo que o Paraná representa 16% e Santa Catarina, 5%. Paraná ocupa a maior parte em função de Itaipu, que é o maior parque gerador da Região Sul. De um total de 1,2 giga Watt produzidos no estado, a CEEE é responsável por 909 mega Watts e outras fontes produtoras por 300 mega Watts.
De que forma esses pequenos empreendimentos processam energia no sistema elétrico nacional?
O fato de essas energias entrarem no sistema é chamado de mini e micro gerações distribuídas, sendo que a mini possui uma característica de produção até 1 megaWatt e a micro, acima de 1 megaWatt. Quando, por exemplo, alguém produz 150 megaWatts através de uma planta de energia solar, composta de placas fotovoltaicas, e consome 300 megaWatts, a diferença equivalente aos outros 150 megaWatts é, evidentemente, paga ao sistema. Se, ao contrário, produz 450 megaWatts e utiliza 300 megaWatts, vai distribuir na rede os 150 megaWatts restantes, que serão creditados ou receberá por isso. Por isso, essa operação é chamada de geração distribuída. Mas o grande problema da energia solar hoje no Brasil é o custo de geração. Ela só se viabiliza em grande escala, através de grandes projetos, acima de 2 mil megaWatts, o que implicaria numa área muito grande e um custo de investimento violento.
Diante de eventual retomada do crescimento da economia brasileira e consequentemente do Rio Grande do Sul, não pode haver ameaça de oferta de energia?
O grande problema do setor elétrico brasileiro nesse período é que se projetou uma taxa de crescimento para o setor incompatível com a taxa de crescimento da economia, o que acabou gerando um problema de descapitalização do setor. Somado a isso, quebrou-se o BNDES, que era a grande agência de fomento compatível com o tipo de projeto que o setor elétrico elabora, que são projetos de longo prazo de maturação, que exigem taxas de juros compatíveis de investimento, portanto com algum nível de subsídios. Com isso, eliminou-se, também, a capacidade de investimento do setor elétrico, deixando-o exposto ao setor privado. O que vinha sendo feito até a crise do BNDES incrementou uma série de projetos em nível nacional que foram capazes de possibilitar, por exemplo, que a infra estrutura de transmissão, que até 1990 tinha 76 mil km de linhas, hoje tenha mais de 120 mil km, o equivalente a um crescimento de quase 100%. O consumo médio de energia, que vinha a uma taxa de 2%, dobrou para 4%. E se o consumo aumentou é porque tem capacidade de geração. Então significa dizer que o Brasil ficou bem. É claro que um novo surto de crescimento vai depender de outros fatores, como crédito, retomada de alguns setores industriais, a capacidade de produção de insumos. Eu creio que o setor elétrico tem condições de se adaptar a um novo surto de crescimento, desde que não seja de forma abrupta.
E qual o grande problema enfrentado hoje pelo setor elétrico brasileiro?
Hoje o setor elétrico se recente de duas coisas, falta de recursos de investimentos com taxas compatíveis ao perfil dos investimentos, e a crise de caixa vivido pelo setor de distribuição de energia. Em função dos desajustes que o setor sofreu a partir das indevidas e inadequadas intervenções, descapitalizaram os caixas das empresas, deixando-as sem chances de recuperação no horizonte. Foi uma perda de aproximadamente R$ 40 a R$ 50 bilhões no caixa, principalmente das empresas distribuidoras. Existe uma excessiva judicialização de recursos por problemas de desajustes entre a própria cadeia, que precisa ser harmonizada. O outro fato é que a própria situação crítica das finanças públicas da crise macroeconômica não existe qualquer perspectiva de que o estado tenha condição, num curtíssimo prazo, de rearranjar o setor com alguma política, não digo nem compensatória, mas de estímulo. É que um país que tem um déficit de R$ 170 bilhões possui muito pouco grau de liberdade para conceder algum tipo de mecanismo. Então o setor elétrico vai passar e já está passando por dificuldades muito sérias.
E a CEEE faz parte dessa mesma realidade?
O contrato de renovação de concessão das distribuidoras se deu num momento de perda de caixa de receita em função da queda na demanda por energia e por um processo grave nos níveis dos reservatórios, o que implicou num aumento do custo da compra de energia para as distribuidoras, e fundamentalmente, num aumento da carga tributária. Apenas para se ter uma ideia da situação, atualmente, de cada R$ 100 hoje, sobram R$ 14 para as distribuidoras. O resto é consumido em compra de energia, pagamento de encargos setoriais e tributos. E, desses R$ 14, sobram não mais do que R$ 6 para investimento. Considerando que entre encargos setoriais e tributos a conta mais ou menos absorve R$ 50 dos R$ 100, significa que se houver um acréscimo do custo de energia e dos encargos de mais de 10%, perde-se totalmente a capacidade de investimento. E foi isso que aconteceu ao longo do tempo. Perdemos a capacidade de investimento. Antes se ia ao mercado buscar recursos com Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) +8, o que dá uma taxa de 17% ao ano, no caso da distribuição, o que é absolutamente incompatível e significa um atestado de morte para a s empresas. Hoje é muito difícil fazer investimento, especialmente na área de distribuição.
Qual a saída?
Uma melhor racionalidade na cadeia. Considerando que o setor é uma cadeia, os aspectos que afetam geração, transmissão e distribuição deveriam ser pensados de forma sistêmica. Ou seja, olhar o conjunto desses três segmentos como um sistema só, procurando entender que uma ação de um lado traz repercussões na outra ponta. Eles são operados e tem características e peculiaridades individualizadas, mas tem a mesma repercussão final, porque numa conta de luz tem-se custos de geração, de transmissão e encargos da distribuição. Então, isso, do ponto de vista da dinâmica econômica e da dinâmica de custo para as famílias e para os consumidores, tem uma visão só, e o mesmo acontece para o governo e para as empresas.
E isso é possível?
No meu ponto de vista, tem uma dificuldade. Ainda tem alguma dissonância cognitiva no seio da governança da cadeia. Alguns órgãos ainda têm uma dificuldade de entendimento sobre alguns aspectos de ordem técnica, de ordem regulatória, de natureza operativa, como a questão da geração fora da ordem de mérito, que agora está sendo regulada pela Medida Provisória 735. O governo está tentando disciplinar, mas não vejo solução de curtíssimo prazo. O tema do GCF continua ainda a ser um grande problema, que é a sobra de energia por conta da geração fora da ordem de mérito. Da mesma forma, temas como o das instalações da transmissão, as sobre-contratações das distribuidoras, que foi o que elas foram obrigadas a contratar além da sua necessidade. Tudo são temas candentes e pulsantes e que trazem bastante preocupação ao setor. A grande realidade é que a receita vem diminuindo e as 63 empresas de distribuição existentes hoje no Brasil estão vivendo um momento muito difícil do ponto de vista de seus fluxos de caixa. O que significa dizer uma dificuldade para cobrir seus custos operacionais e uma quase impossibilidade de realizar investimentos com recursos próprios, ficando, então, submetidas às taxas de juros do mercado que, com a crise macroeconômica, são taxas exorbitantes e que inviabilizam os investimentos e que colocam em risco e a sustentabilidade e a saúde econômico financeira das empresas.