Perspectivas e Desafios para o Mercado de Energia Elétrica Brasileiro
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- Rubens Cavalheiro Sales
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1 Perspectivas e Desafios para o Mercado de Energia Elétrica Brasileiro Edson Luiz da Silva Jorge Mário Campagnolo Departamento de Engenharia Elétrica Universidade Federal de Santa Catarina Introdução O risco de desequilíbrio entre oferta e demanda é intrínseco de qualquer cadeia produtiva, e o setor elétrico não foge a essa regra, conforme estamos presenciando no momento. A crise pela qual passamos tem o aspecto positivo de ter suscitado o debate sobre um tema que ao longo dos anos têm passado de forma desapercebida pela absoluta maioria da população. Neste artigo pretendemos descrever a cadeia produtiva da indústria de eletricidade e a complexidade envolvida, identificando as razões que nos levaram a esta crise sem precedentes, para finalmente apontar possíveis encaminhamentos para se chegar a um equilíbrio sustentado entre oferta e demanda. A estrutura da oferta de energia elétrica A capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional é de MW, sendo dominada expressivamente por fontes hidrelétricas com MW (incluindo a participação brasileira em Itaipu) e complementada por termelétricas com MW, mais 1.000MW de importação da Argentina. Os planos governamentais prevêem, até 2003, um incremento da oferta de ,9 MW, distribuídos segundo a Tabela 1. Esse aumento da oferta, incluindo-se as instalações de transmissão necessárias, representam um total de investimentos de R$ ,19 milhões, sendo esperado que R$ ,00 venham da iniciativa privada.
2 Tabela 1 Ampliação da Capacidade de Geração Tipo de Empreendimento [MW] Hidrelétricas Termelétricas Importação Pequenas Centrais Hidrelétricas 846,9 Cogeração 960 Eólica/Fotovoltaica TOTAL ,9 Fonte: Programa Estruturado de Aumento da Oferta , Câmara de Gestão da Crise de Energoa Elétrica. Tradicionalmente, o sistema elétrico brasileiro tem sido planejado supondo-se um risco especificado de não atender a demanda, o qual é denominado de risco de déficit. A razão para se aceitar esse risco é de origem econômica: a sociedade, possivelmente, não suportaria pagar, via tarifas de eletricidade, um montante que assegurasse o atendimento da demanda com risco próximo a zero. Assim, o sistema vem sendo planejado com um risco de 5%, independentemente da profundidade do déficit. Exemplificando, os planejadores dimensionam a oferta de modo que num período de 20 anos, aceita-se que em um ano poderá haver déficit. A princípio, o atual racionamento poderia ser considerado como um evento dentro da normalidade, dado que é a primeira vez que temos um racionamento que atinge o sistema interligado quase que na totalidade, o que não é verdadeiro como veremos adiante. Como decorrência do uso do risco de déficit como critério de planejamento, tem-se o conceito de energia assegurada, a qual corresponde a capacidade de atendimento do sistema ao risco de 5%. A energia assegurada do sistema brasileiro é da ordem de MW-médios. Isto significa que o sistema pode atender continuamente uma carga de MW com o risco de haver déficit em 5% do tempo, isto é, em 20 anos de atendimento dessa carga, em um ano, o atendimento não é pleno. Caso a sociedade tivesse optado por um menor risco de déficit, certamente teríamos de ter mais reservatórios; portanto alagando muito mais áreas e sem dúvida alguma estaríamos pagando tarifas mais elevadas do que essas que pagamos hoje.
3 Para dispor dessa energia assegurada, o sistema tem uma capacidade de armazenamento bastante superior à demanda, possibilitando o acúmulo de água nas estações úmidas, que será utilizada nas estações secas. Os reservatórios se assemelham a um comerciante que compra água barata nas estações chuvosas e a revende nas estações secas com um preço mais atrativo. Com reservatórios localizados em diversos pontos do país e tendo suas respectivas usinas interligadas por linhas de transmissão, aproveita-se a diversidade hidrológica entre bacias, resultando em um desenvolv i- mento mais econômico do sistema. Os troncos de transmissão têm por finalidade realizar a função de transporte; portanto podem ser comparados com um investidor que compra água em uma região, a um preço mas baixo, e a revende em outra com um preço superior, realizando o seu lucro. Note que tem-se um sistema perfeitamente acoplado no espaço e no tempo, onde é possibilitado extrair ao máximo, os benefícios que um parque hidrelétrico pode oferecer. De forma a incrementar a energia assegurada do sistema tem-se ainda as usinas termelétricas. Cada megawatt instalado por meio de plantas termelétricas corresponde a um incremento de capacidade de suprimento de mesma magnitude, sem que seja necessário efetivamente produzir energia elétrica nessas unidades, possibilitando reduções significativas nos custos de produção. As unidades termelétricas, operando em um regime de complementação, representam uma espécie de seguro para o sistema, sendo acionadas apenas durante períodos de escassez de água. Essa complementaridade permite uma operação mais ousada (turbina-se uma maior volume de água, que é gratuita) pois sabe-se que as termelétricas estarão prontas para serem despachadas, em caso de necessidade. O desequilíbrio entre oferta e demanda Evidentemente, se a carga do sistema ultrapassa a energia assegurada, o sistema passa a consumir as reservas armazenadas nos reservatórios e se nada for feito para estancar essa sangria, temse um déficit que exigirá medidas de racionamento. A Figura 1 confronta a evolução da energia assegurada com a demanda, de onde percebe-se que a partir de 1996 a oferta ficou abaixo da demanda, iniciando-se um processo de deplecionamento dos reservatórios, passando a depender de generosas afluências, o que não aconteceu em Diante desse quadro e considerando que nada foi feito para ampliar a oferta na quantidade certa, a ocorrência de racionamento era apenas uma questão de tempo.
4 MW -médios ANO Fonte: Gerasul Energia Assegurada Consumo Figura 1 Balanço entre Energia Assegurada e Consumo Talvez pudéssemos ter sido salvos por chuvas mais generosas, a exemplo do que ocorreu em A Figura 2 mostra o comportamento dos volumes armazenados do sistema Sudeste ao longo dos anos, desde 1991, sendo interessante observar a redução gradativa do volume armazenado ao final do período úmido (final de Abril).
5 % de Volume Equivalente meses jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Fonte: Gerasul Figura 2 Evolução dos Armazenamentos do Sistema Sudeste A capacidade de armazenamento do sistema brasileiro é de MW.mês, conforme detalhado na Figura 3. Atualmente, o nível de armazenamento é suficiente para atender, durante um mês, uma carga da ordem de MW. Dado que a carga do sistema interligado, com o racionamento, é da ordem de MW.mês, não chovendo e desconsiderando a energia proveniente das unidades termelétricas e de importação, o estoque atual se esgotaria entre dois e três meses, mantendo-se o atual nível de racionamento e supondo os subsistemas perfeitamente integrados e sem gargalos de transmissão para a transferência de energia entre regiões.
6 Data: 30/07/2001 NORTE NORDESTE Máximo Armazenamento = MW.mês Capacidade Termelétrica = 0 Armazenamento Atual = 64,98% Carga= MW.mês Argentina MW SUL ITAIPU Máximo Armazenamento = MW.mês Capacidade Termelétrica = 0 Armazenamento Atual = 21,15% Carga = MW.mês SUDESTE Máximo Armazenamento = MW.mês Capacidade Termelétrica = MW.mês Armazenamento Atual = 26,76% Carga = MW.mês Máximo Armazenamento = MW.mês Capacidade Termelétrica = MW.mês Armazenamento Atual = 96,90% Carga = MW.mês Fonte: Gerasul Figura 3 Balanço entre Oferta e Demanda Referente a Julho de 2001 A demanda do sistema brasileiro, antes do racionamento, vinha crescendo a uma taxa de 5% ao ano. Isto representa uma necessidade de oferta adicional firme da ordem de MW ao ano, portanto requerendo cerca 5 bilhões de dólares em investimentos todos os anos. Evidentemente, dada a situação crítica que enfrentamos, no curto prazo é necessário uma capacidade maior que essa para que os reservatórios possam se recuperar. Para tanto, o governo espera contar com investimentos da iniciativa privada. A expansão da oferta e a abertura do mercado Para viabilizar a expansão da oferta com recursos da iniciativa privada tem-se como requisito essencial a reforma do setor elétrico. Tipicamente, os processos de reestruturação do segmento de energia elétrica em todo mundo seguem o paradigma da desverticalização, isto é, tem-se uma separação das atividades de geração, transmissão e distribuição. Com a desverticalização viabiliza-se a quebra de um outro paradigma: substitui-se o conceito de obrigatoriedade de servir pelo conceito de mercado, onde o preço é o elemento pelo qual os agentes se orientam e realizam as suas transa-
7 ções. Com isso, a energia elétrica passa a ser tratada como uma commodity, de modo que cada consumidor passa a ser tratado como um cliente; portanto, podendo escolher o seu fornecedor, de acordo com os seus requisitos e disposição a pagar. Para tanto, é necessário o estabelecimento do livre acesso às redes de transmissão e distribuição, a fim de que nenhum par gerador-consumidor seja impedido de realizar uma transação de energia, bastando que paguem uma tarifa pela prestação dos serviços de transmissão e distribuição, os quais têm sido tratados como monopólios naturais. Diante do que foi descrito temos então um campo de jogo adequado para que investidores, motivados pela legítima busca pelo lucro, venham a se instalar livremente pelo sistema, pagando tarifas justas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Assim tem sido feito em diversos sistemas no mundo. Por que no Brasil a expansão não vem se verificando de forma sustentada? Antes de examinar essa questão é essencial que se compare a estrutura do sistema elétrico brasileiro com aquelas vigentes em outros países. Nestes, com intensa participação de plantas termelétricas, a maioria delas a carvão e com elevados níveis de emissão, apresentam custos de produção elevados. Com a abertura dos mercados de energia elétrica e com o advento das turbinas a gás para produção desta energia, com custos mais baixos que as plantas convencionais, tem-se em conseqüência que as novas plantas custam menos que as existentes. Assim, um investidor detentor de uma tecnologia eficiente para geração, tem assegurado para si uma participação do mercado, pois ele desloca as plantas convencionais, causando um excedente de capacidade. Portanto, o custo marginal de expansão da capacidade é decrescente, pelo menos enquanto o sistema dispor de plantas termelétricas obsoletas. No sistema brasileiro tem-se ainda um potencial hidrelétrico expressivo para ser explorado, mas, seguramente, com custos de expansão maiores que os das usinas existentes, pois a lógica da expansão determina que os aproveitamentos sejam viabilizados em ordem crescente da relação custo-benefício. Por outro lado, as fontes a gás, embora competitivas na maioria dos mercados têm custos de expansão e operação superiores aos das plantas hidrelétricas. Esta assertiva encontra respaldo nos valores normativos publicados pela ANEEL. Esses valores podem ser interpretados como um limite superior de custo que as distribuidoras podem incorrer na compra da energia requerida por seus consumidores cativos, pois até esses valores a ANEEL permite o repasse às tarifas. Atualmente o valor normativo (VN) para usinas hidrelétricas é R$ 72,35/MWh. Para as termelétricas a gás, o valor normativo é igual R$ 106,40/MWh para unidades com potência inferior a 350 MW e de R$ 91,06/MWh para unidades com potência superior a 350 MW. Todos esses valores são, obviamente, superiores aos custos das fontes hidrelétricas existentes e já amortizadas (energia velha).
8 Diante desse quadro e considerando o longo prazo para a recuperação dos investimentos em geração, os investidores somente se sentirão confortáveis para oferecer aumento de capacidade se puderem dispor de contratos de longo prazo que lhes assegurem a venda de sua produção. Dado que o gás das termelétricas é pago em dólar e na outra ponta a receita obtida pela venda de energia é em reais, surge um risco cambial que não tem sido assumido pelos investidores. Após longas negociações, a Petrobrás está assumindo esse risco, sendo o mesmo repassado integralmente às tarifas após cada período de um ano. Estima-se, para as usinas com participação da Petrobrás, que uma desvalorização do Real da ordem de 10% cause um custo na faixa de US$ 80 milhões ao ano. As distribuidoras, desejosas em ter geração própria, respeitados os limites de concentração de mercado (limites de self-dealing ) e alegando o risco da perda de potenciais clientes livres e também contando com uma possível mudança de curso nas reformas do setor, onde poderiam dispor de contratos baseados em tarifas com geradores estatais, não aceitam realizar contratos de longo prazo. No momento parte considerável de suas necessidades estão garantidas pelos contratos iniciais firmados com preços da ordem R$ 42/MWh, o que lhes dá um poder de barganha considerável na negociação com os geradores na celebração de novos contratos. Por outro lado, os geradores têm procurado vender os novos contratos ao preço de energia nova, evitando fazer uma composição com a energia velha. Como conseqüência dessa queda-de-braço, contratos não se realizam e os investimentos não saem do papel. A ANEEL está tratando deste assunto, sendo esperado para breve algum dispositivo legal que obrigue as distribuidoras a demonstrarem com uma antecedência mínima especificada, capacidade de cumprirem os seus requisitos de demanda via geração própria ou contratada. No mercado brasileiro de energia elétrica, parte dos consumidores têm a opção de escolher os seu próprios provedores e outra é considerada cativa, isto é, não tem liberdade de escolha. Ocorre que na condição vigente, as tarifas de fornecimento para o consumo final apresentam distorções entre os grupos tarifários estabelecendo um quadro de subsídios cruzados, fazendo com que os consumidores conectados nos níveis de tensão mais baixos (residenciais em sua maioria) subsidiem aqueles conectados em tensões mais elevadas (os industriais em sua maioria). Um primeiro passo para corrigir este problema está sendo dado pela ANEEL que deverá calcular as tarifas de uso dos sistemas de distribuição com base no custo marginal de expansão desses sistemas. Isto significa que cada usuário deverá pagar uma tarifa de uso de acordo com os custos que ele impõe à expansão do sistema.
9 Não obstante, nos preocupa muito o fato de, a princípio, a ANEEL estar fixando um período de oito anos para a completa eliminação dessas distorções. Assim, durante o período de transição do realinhamento tarifário, é inviável um gerador privado competir com o distribuidor local na conquista de potenciais consumidores livres, supridos em determinadas classes de tensão, pois estes estão sendo artificialmente beneficiados com tarifas mais baixas. O resultado é óbvio: os potenciais consumidores livres não exercem a opção de serem livres, não estabelecem contratos com os geradores, que por sua vez não dão partida em novos projetos. A saída para romper com esse impasse seria obrigar todos os consumidores, com determinado porte, a tornarem-se livres. Na Argentina, por exemplo, os consumidores com demanda acima de 1 MW não são regulados e devem estar contratados em pelo menos 50% de suas necessidades. Também como ação necessária para incremento da oferta não se pode adiar indefinidamente o uso de fontes alternativas de energia. E não precisa muito esforço. Estima-se que a cogeração usando bagaço de cana pode acrescentar imediatamente algo em torno de MW. A cogeração, além de aumentar eficiência no uso de recursos escassos da natureza, por estar conectada junto a carga, pode evitar investimentos em transmissão e distribuição. Não obstante, a exemplo das fontes convencionais é necessário a adoção de mecanismos que assegurem a compra da produção já que os seus custos ainda são superiores aos das fontes convencionais. A falta de capacidade de transmissão Além dos aspectos descritos anteriormente, tem-se um problema não menos importante assoc i- ado à garantia de capacidade suficiente do sistema de transmissão que possa permitir a livre competição entre os geradores. Um requisito indispensável para o estabelecimento da competição é a ausência de gargalos de transmissão, pois somente desse modo reduz-se o a presença de posições dominantes no mercado (poder de mercado) e permite-se a livre escolha. O mercado brasileiro usa o conceito de submercado, como forma de discriminar preços para diferentes regiões do sistema. Tais submercados são definidos pela presença de restrições estruturais de transmissão e assim, um gerador com contrato entre dois submercados fica exposto à diferença de preços. Um gerador com contrato em um submercado importador torna-se comprador de um produto, que ele mesmo produziu, porém agora pagando um preço maior. Dada a volatilidade dessa diferença de preços, o gerador tem que internalizar aos seus custos mais este risco, que não é pequeno, reduzindo a sua competitividade.
10 A diferenciação de preços por porções do sistema tem sido utilizada em alguns mercados com o propósito de se obter uma sinalização locacional eficiente para os novos empreendimentos de geração, isto é, os geradores devem ter um incentivo para se instalar na rede de modo a evitar esse risco. Embora o uso do conceito de submercado seja dotado de respaldo teórico, no caso brasileiro, visualizamos dificuldades para trabalhar com esse conceito, tendo em vista que usinas hidrelétricas estão onde a natureza as colocou; portanto são insensíveis ao sinal locacional. Adicionalmente, não temos um mercado de gás, com preços diferenciados por regiões do país, que possibilite ao investidor decidir o melhor local para se instalar, se próximo ao gasoduto ou da rede de transmissão. Com base nessas constatações, é necessário dispor de algum mecanismo financeiro para alívio das exposições, acompanhado da expansão das interligações regionais. Para reduzir os gargalos de transmissão, os riscos para os geradores e consequentemente o custo para a sociedade é necessário expandir as capacidades de transmissão entre os submercados; e o custo não é expressivo, comparativamente aos prejuízos que a falta de transmissão causa. Isto pode ser demonstrado usando informações da própria ANEEL que recentemente concedeu reajuste de 11,65% para os prestadores de serviço de transmissão que juntos recebem anualmente algo em torno de R$ 2 bilhões. Este reajuste causará um impacto de somente 0,7% sobre a tarifa para o consumidor final. Portanto, um aumento de custo para expandir a transmissão, tomando-se esses números como referência, são praticamente insignificantes em comparação com os benefícios que podem ser obtidos na forma de redução do custo de operação. Embora se tenha essa constatação, a expansão da transmissão não vem se realizando de acordo com as necessidades do mercado. A indefinição do arranjo institucional Uma das causas de uma expansão insuficiente da transmissão pode ser atribuída às indefinições ainda existentes sobre o processo de planejamento no novo modelo setorial. O planejamento da transmissão é realizado pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) e consolidado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que o adequa com base nas condições de curto prazo. Neste processo tem-se um sério problema pois é extremamente difícil, tanto para CCPE como para ONS, identificar com clareza as reais necessidades do mercado. Diante dessa dificuldade, CCPE e ONS acabam se limitando na proposição de reforços de transmissão destinados a assegurar a confiabilidade do sistema, ficando os projetos indutores da competição relegados a um segundo plano.
11 Como se isto não bastasse, institucionalmente não se pode perder de vista que o CCPE sofre da falta de continuidade de seu trabalho. Troca o ministro de Minas Energia, trocam os gestores do CCPE. Além disso, o CCPE não possui quadros próprios, tendo suas atividades realizadas pela Eletrobrás e pelas empresas de seu grupo, sendo três dessas ainda verticalizadas e com interesses próprios que seguramente não se coadunam com o requisito de neutralidade de uma instituição de planejamento. A existência de empresas estatais verticalizadas é outro aspecto que merece ser analisado. Atualmente o Estado controla 78% da geração, 100% da transmissão, com exceção de alguns poucos circuitos controlados por capital privado e que foram obtidos por licitação, e 30% da distribuição. Essa situação gera desconfiança aos investidores que não sabem se de fato o mercado de energia elétrica é para valer. O episódio envolvendo a dívida de Angra II exemplifica com clareza como é moroso se chegar a um acordo envolvendo um agente estatal. A dívida de Angra II foi ocasionada pelo atraso de sua entrada em operação, que causou um gigantesco rombo no mercado, constituindo-se no estopim para distensão no Mercado Atacadista de Energia. Desafios O ponto central para viabilizar a expansão da oferta passa pela solução de um problema de alocação de riscos entre os agentes do mercado. No passado, o governo por meio de suas estatais viabilizava os projetos, alguns deles questionáveis, alocando os riscos sobre toda a sociedade, alocando os custos via tarifas e impostos. Num ambiente de mercado, o custo do insucesso de um projeto é alocado aos acionistas que, em face das incertezas vigentes têm preferido não investir. Diante desse quadro é necessário encontrar um ponto de equilíbrio em que os riscos sejam alocados adequadamente ao longo da cadeia produtiva e que o governo dê sinais claros se de fato deseja um mercado de energia elétrica, restabelecendo a confiança entre os agentes, para que os investimentos se concretizem. Em nossa avaliação, o processo passa por: efetiva abertura do mercado tornando um percentual significativo dos consumidores em alta tensão obrigatoriamente livres; eliminação imediata dos subsídios tarifários e obrigar que os distribuidores demonstrem capacidade de suprir os seus consumidores com um período de antecedência; dar solução definitiva aos aspectos regulatórios ainda pendentes;
12 retomada do processo de privatização ou decidir se teremos um modelo híbrido com participação privada e estatal na geração; expansão das interligações e definição de mecanismos para mitigação dos riscos dos geradores devido a diferença de preços entre submercados; definição do arranjo institucional para o planejamento da expansão.
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