Consumo
Há poucos clientes livres e muitos cativos
Cerca de 75% do consumo de energia no Brasil ocorre no mercado regulado, ou cativo. Nele, as tarifas são definidas anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), e o consumidor só pode comprar energia da concessionária de sua região. O restante do consumo está no mercado livre, exclusivo para grandes consumidores, que podem escolher seu fornecedor e com ele negociar preços.
“É um disparate econômico ter dois mercados operando com regimes de suprimento e preços sem conexões diretas”, diz Adilson de Oliveira, da UFRJ, para quem o modelo híbrido é um “monstrengo”. A saída, avalia, é eliminar o mercado cativo e “libertar” todos os consumidores. Joisa Dutra, do Centro de Regulação da FGV, também defende a expansão do ambiente livre. “Dar direito de escolha ao consumidor promove eficiência e preços melhores”, afirma.
Nem todos pensam assim. Luciano Dias Losekann, professor da Universidade Federal Fluminense (UFF), vê com bons olhos a organização do mercado cativo, com distribuidoras comprando energia em leilões de novas usinas em que as geradoras concorrem para oferecer o menor preço. “É um instrumento importante de planejamento para o governo e de segurança para o investidor”, explica.
R$ 702 por MWh é o preço no curto prazo – sete vezes a tarifa de uma hidrelétrica nova.
A seca esvaziou reservatórios de hidrelétricas. O país precisou acionar dezenas de usinas térmicas, o que levou às alturas o custo da eletricidade. Distribuidoras ficaram sem energia para suprir todos os clientes e tiveram de comprar o que faltava no mercado de curto prazo, a preços extorsivos. Com o caixa sangrando, foram socorridas pelo Tesouro e tomaram empréstimos que serão pagos pelos brasileiros ao longo dos próximos anos.
A conta do prejuízo passa de R$ 60 bilhões, e as consequências apenas começaram a aparecer na fatura. No Paraná, a conta de luz subiu 24% neste ano, e a Copel ainda nem cobrou tudo a que tinha direito.
O curioso é que, mesmo com a área de distribuição em dificuldades, a companhia fechou o primeiro semestre com alta de 28% no lucro. Tudo porque sua área de geração, que ficou com energia sobrando ao não renovar a concessão de algumas usinas em 2012, vendeu o excedente no mercado de curto prazo a preços tão altos quanto os que sua distribuidora teve de pagar. Outras empresas fizeram o mesmo, e todas obedecendo às regras do jogo.
Parece justo, portanto, supor que há algo de errado no modelo do setor elétrico. Ainda mais quando se leva em conta que, quando o consolidou, em 2004, o governo afirmou que ele garantiria a segurança do abastecimento e tarifas baixas.
“A crise é fruto apenas e tão somente do modelo. A pergunta recorrente entre analistas externos é: como pode um país com a riqueza energética do Brasil ter seu sistema mergulhado em uma crise de tamanha dimensão?”, diz o economista Adilson de Oliveira, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
A combinação de uma série de problemas levou à encruzilhada atual. Entre os principais estão o critério de formação dos preços de curto prazo – que variaram mais de 6.000% em dois anos – e a existência simultânea de dois mercados, um regulado e o outro livre, o que faz com que os benefícios sejam restritos a poucos e os prejuízos, socializados.
Termelétricas na base
Do ponto de vista da segurança do abastecimento, o país claramente não pode mais depender só das hidrelétricas, ainda mais porque deixou de construir usinas com reservatório. Assim, defendem especialistas, é preciso colocar as termelétricas – principalmente as movidas a gás natural – na base do sistema de geração, deixando de considerá-las uma mera reserva de emergência para quando falta chuva.
O parque térmico funciona a toda desde 2012, e hoje responde por 25% do abastecimento. Mas a fórmula das licitações pressupõe que, sendo o país bem servido de hidrelétricas, as térmicas serão usadas só de vez em quando – um método que favorece justamente as usinas com custo de operação mais alto. Quando chove bem e elas são pouco acionadas, o consumidor nem nota. Mas, se ficam ligadas por meses seguidos, os preços explodem.
Bandeiras tarifárias
Outra proposta, mais polêmica, é repassar de imediato ao consumidor os aumentos de custos provocados pelo uso frequente de termelétricas. Hoje o repasse ocorre só uma vez por ano, o que tem ao menos dois efeitos colaterais: o consumidor não é estimulado a reduzir o consumo no momento apropriado, e as distribuidoras passam meses a fio comprando energia mais cara sem ter caixa para isso.
Possível solução, o sistema de bandeiras tarifárias deveria ter entrado em vigor em janeiro, mas foi adiado para 2015. “Se já estivesse valendo, os consumidores teriam percebido um aumento de 11% nas tarifas no primeiro semestre, e as distribuidoras teriam arrecadado R$ 6 bilhões, reduzindo os problemas que têm hoje. Sabendo do aumento, o consumidor poderia reduzir o consumo, beneficiando todo o sistema”, diz Joisa Dutra, coordenadora do Centro de Regulação da FGV. A comercializadora Comerc estima que as bandeiras acrescentariam R$ 16,5 bilhões ao caixa das distribuidoras em 2014 e 2015.
Preço de curto prazo varia 6.645% em dois anos
Quando precisam de energia com urgência, distribuidoras e grandes consumidores recorrem ao mercado de curto prazo. A questão é que, em vez de refletir as necessidades do comprador e do vendedor, o preço dessas transações é calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) com base em modelos computacionais.
Em geral, o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) sobe quando os reservatórios de hidrelétricas diminuem, e vice-versa. Pode fazer sentido. O estranho é o quanto ele varia. No começo de 2012, esteve em R$ 12,20 por megawatt-hora (MWh). Em 2014, chegou a R$ 822,83.
Essa variação, de 6.645% em apenas dois anos, fez a alegria dos astutos. Certas indústrias pagaram apenas R$ 12 e algumas geradoras venderam por mais de R$ 800. O consumidor comum ficou só com o ônus do preço mais alto, uma vez que distribuidoras do mercado regulado andaram comprando energia pelo PLD.
Roberto D’Araújo, diretor do Instituto Ilumina, diz que no Nordpool, mercado existente na Noruega, Suécia, Finlândia e Dinamarca, as hidrelétricas também têm participação importante, mas os preços flutuam muito menos. “Lá, o preço é determinado por curvas de oferta e demanda. Aqui, por uma avaliação subjetiva do valor da água reservada”, escreveu em artigo.
Fonte: Gazeta do Povo 25/08/2014
Nenhum comentário:
Postar um comentário