Impactos da crise elétrica e as próximas páginas do setor no Brasil

Do Blog Infopetro

Por Luciano Losekann

A crise do setor elétrico brasileiro já dura alguns meses e não deve se esgotar tão cedo. Durante quatro meses, desde de 1º de fevereiro, o preço de liquidação de diferenças (PLD) se situou próximo a seu teto (R$ 822/MWh). Em junho, o PLD se reduziu significativamente, correspondendo a R$ 352/MWh atualmente. Mas, os efeitos da crise devem permanecer por um longo período.  Ainda assim, podemos tirar algumas conclusões e considerações.

A primeira é que o maior temor inicial, a repetição de um racionamento de eletricidade como o de 2001/2002, não se confirmou. Os reservatórios ainda estão bastante vazios, mas, contrariando as previsões pessimistas dos últimos meses[1], acabaremos 2014 sem a necessidade de reduzir compulsoriamente a demanda. Ainda que a situação hidrológica permaneça ruim, o comportamento da demanda permitiu aliviar o risco. A carga do sistema interconectado nacional, que vinha crescendo a um ritmo próximo a 10% ao ano nos primeiros meses de 2014, passou a crescer em ritmo inferior, de 3%. No Sudeste/centro-oeste, a carga apresentou crescimento de 1% entre maio de 2013 e maio de 2014. A carga média de maio foi 15% inferior a de fevereiro nesse subsistema. A temperatura mais branda fez com que o consumo residencial se reduzisse e os consumidores do mercado livre responderam ao aumento de preço contraindo a demanda. O consumo total no mercado livre caiu 4,2% em abril quando comparado ao mesmo mês em 2013. Segundo a CCEE[2], a queda de consumo no mercado livre foi determinante para a redução do preço de curto prazo (PLD) em junho.

A segunda conclusão é que o impacto mais relevante e mais duradouro da crise é a desestruturação dos fluxos econômicos do setor.  Apesar de uma premissa do modelo setorial ser a contratação de longo prazo, parte das transações de eletricidade é determinada e influenciada pelo preço de curto prazo, o PLD. Isso ocorre por diversos motivos, voluntários e involuntários. A permanência de preços oito vezes superiores ao custo marginal de longo prazo durante quatro meses causou perdas significativas para esses atores expostos ao preço de curto prazo.

O desequilíbrio econômico ficou evidente inicialmente com a situação das distribuidoras de eletricidade. Os gastos com a operação de termelétricas somaram R$ 7,5 bilhões em 2013 e podem alcançar o dobro desse valor em 2014. Já os gastos decorrentes da descontratação e exposição involuntária ao PLD totalizaram R$ 5,6 bilhões em 2013 e, mesmo com o leilão do final de abril, a conta deve ultrapassar R$ 12 bilhões em 2014. Ainda que esses gastos tenham a reposição garantida nos reajustes tarifários, as finanças das concessionárias não suportariam seu elevado volume até chegar o próximo reajuste. O Tesouro arcou com essa conta inicialmente, fazendo aportes na conta CDE, e, posteriormente, o empréstimo contraído pela CCEE serviu para equilibrar as contas das distribuidoras, contabilizados na conta ACR. A Aneel já apontou que o empréstimo inicial da CEEE, de R$ 11,2 bilhões, não será suficiente para equilibrar as contas das distribuidoras, que englobam outros componentes, a partir de junho e especialistas estimam que outros R$ 7 bilhões sejam necessários[3].

As geradoras hidráulicas também acumulam déficits, já que tiveram de recorrer ao mercado de curto prazo em função da geração inferior à garantia física, considerando as regras do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Estima-se que a exposição fique por volta de 5% da energia contratada das geradoras, dependendo da política de contratação de cada empresa, e implique em gastos de até R$ 20 bilhões[4]. Para as geradoras que tiveram suas concessões renovadas pela lei 12.783/2013, esses gastos são repassados aos consumidores finais no momento dos reajustes anuais das distribuidoras, fazendo parte da conta ACR. As demais usinas devem arcar com esses gastos. Segundo a interpretação das autoridades setoriais, esse é um risco inerente da geração hidrelétrica, já que na maior parte do tempo as hidrelétricas obtêm receita no mercado de curto prazo decorrente da geração superior a garantia física.

Além dessas razões sistêmicas para recorrer ao mercado livre, geradores podem ter exposições relacionadas ao atraso de obras ou indisponibilidade operacionais. Atrasos na entrada em operação em momentos que o PLD é muito elevado podem inviabilizar definitivamente o fluxo de caixa de um projeto de geração de eletricidade. O caso da termelétrica de Parnaiba II, da Eneva (ex-MPX), é emblemático. A usina detém contrato de venda de energia de 400 MW médios negociado no leilão de A-3 de 2011 ao preço de R$101,90/MWh com início de suprimento em março de 2014. No entanto, a entrada em operação da usina atrasou. O diferencial entre PLD e preço de contrata implica em um gasto mensal de R$ 207 milhões. Considerando que o investimento em uma planta a gás natural de 518 MW, que é a capacidade instalada de Parnaiba II, é de cerca de R$ 1,2 bilhões, o gasto que usina teria em três meses de exposição corresponde à metade do valor investido na construção da planta. Ou seja, se a empresa tiver de arcar com esses custos, o fluxo de caixa de um investimento de longo prazo é totalmente comprometido.

Recentemente, estudo divulgado pelo GESEL/UFRJ apresentou que a impossibilidade de operar em tempo integral das termelétricas flexíveis implica em necessidade de adquirir energia no mercado de curto prazo e pode causar perdas significativas.

Apesar de não ser tão noticiada, o mercado livre foi drasticamente impactado pela crise setorial. Ao contrário do que ocorre no mercado regulado, onde os consumidores estão relativamente protegidos das flutuações de preço de curto prazo, o PLD orienta grande parte das transações no mercado livre. Segundo os dados do Infomercado da CCEE, um quarto dos contratos do mercado livre tem duração inferior a um ano. Nos contratos com prazos superiores, parte vencerá nos próximos doze meses (os dados do Infomercado apontam a duração dos contratos mas não informam quando os contratos serão encerrados). Os consumidores que tiveram de negociar energia no mercado livre nos últimos meses ou que terão de negociar nos próximos[5] enfrentam uma situação muito difícil. O preço da eletricidade é negociado próximo ao PLD e os contratos tendem a ser curtos. Como é necessário notificar com cinco anos de antecedência, a migração para o ambiente regulado não é uma opção para esses consumidores.

A redução de consumo no mercado livre é uma evidência da exposição de seus consumidores ao PLD. Os consumidores eletrointensivos, que representam metade do consumo no mercado livre, são particularmente sensíveis aos preços elevados, já que a eletricidade cara inviabiliza a competitividade de seus produtos[6]. Alguns produtores limitaram sua produção ao montante correspondente aos contratos de aquisição de eletricidade de longo prazo ou à auto-produção para evitar compras no curto prazo. Produtores de alumínio e ferro-ligas optaram por interromper a produção para vender a eletricidade contratada para outros consumidores[7].

As perspectivas para o mercado livre não são favoráveis. A lei 12.783/2013 destinou as cotas energia provenientes da renovação das concessões para o ambiente regulado. Como a energia de novas centrais também é prioritariamente orientada para o mercado regulado, a tendência assim é a diminuição progressiva da liquidez no mercado. Recentemente, na tramitação da Medida Provisória 641 foi incluída a possibilidade de que parcela da energia das cotas seja orientada para o mercado livre. A MP será votada brevemente no Congresso.

Ou seja, tanto o mercado regulado quanto o livre devem experimentar preços elevados nos próximos anos.

Explorados os impactos da crise elétrica, cumpre discutir os próximos passos do setor elétrico brasileiro. Apesar da situação crítica, é preciso identificar os pontos do modelo atual que devem ser preservados e os que merecem ser alterados.

Em primeiro lugar, a negociação de eletricidade no longo prazo através de leilões centralizados foi uma ferramenta importante para garantir a expansão sustentada do parque de geração brasileiro. Esses contratos combinados à disponibilidade de financiamento criaram um ambiente seguro para a realização de investimentos em bases competitivas. Propostas de instituir um regime regulado para a geração, como ocorre com a energia proveniente de usinas que tiveram a concessão renovada, e de eliminar a indexação dos contratos, em um contexto em que a inflação é elevada, podem minar a atratividade de projetos de geração de eletricidade.

Também parece inadequado orientar transações no mercado de curto prazo pelo custo médio e não pelo custo marginal. Como indica a teoria microeconômica, a precificação ao custo marginal dá os sinais adequados para as decisões de consumo e de produção. Passar os sinais de escassez ao produtor e consumidor determina a eficiência dos mercados. Na crise atual, o comportamento dos consumidores que pagam o preço correspondente ao custo marginal contribuiu para evitar o racionamento.

Como esse artigo aponta, os custos de operar com um preço de curto prazo tão elevado por um período longo de tempo são desestruturantes para o setor. Mas, ao invés de mudar a regra de determinação do PLD, é mais interessante enfrentar as razões que causaram o esvaziamento excessivo dos reservatórios hidrelétricos e que resultaram nos preços elevados.

Um ponto que parece formar um consenso no setor é a inadequação do índice de custo benefício (ICB) para orientar a seleção de usinas nos leilões. O ICB foi criado pela necessidade de comparar usinas hidrelétricas, remuneradas pela energia, e termelétricas, remuneradas pela capacidade. No entanto, essa solução foi enviesada, priorizando a flexibilidade de centrais termelétricas. O parque termelétrico selecionado por esse critério não é adequado ao problema de suprimento brasileiro. As termelétricas com elevado custo operacional pouco contribuem para manter os reservatórios cheios. Por outro lado, seu despacho nos momentos em que os reservatórios estão vazios implica em custos que não são suportáveis pela sociedade brasileira.

O desafio da próxima página do setor elétrico, uma vez definido um novo método para selecionar as centrais, é viabilizar uma fonte termelétrica para operar na base. Se pensarmos que o gás natural deve cumprir esse papel, o que parece mais adequado[8], não será através de suprimento de GNL importado. Os custos elevados dessa importação não são adequados para a operação mais frequente dessas centrais. (…) O texto continua no Blog Infopetro.