Valmor Alves (*)
Vivemos num mundo onde a energia em suas diversas formas, definem o quão competitivo é um país e sua produção. Ou seja, o baixo custo da energia elétrica é uma importante vantagem competitiva de uma nação para seu povo e setor produtivo.
O SEB, setor elétrico brasileiro, sempre foi muito robusto e confiável. Um sistema elétrico no mínimo respeitado mundo afora. Por trás disso, um conjunto de usinas hidrelétricas distribuídas por diversos estados da federação. Que juntas compartilham o risco hidrológico. Este compartilhamento, recebe o nome de Mecanismo de Realocação de Energia, comumente expresso apenas como MRE. Este mecanismo foi muito importante para viabilizar segurança financeira aos investimentos em geração hídrica. Em especial para geradores com reservatórios, denominados fio d’água. Uma usina fio d’água, como o caso da Itaipu, normalmente têm vertimento, água não turbinada, no período úmido, momento de maior volume de chuvas, mas não com tanta frequência e Intensidade, quando a montante houver outras usinas com reservatórios de acumulação, como é o caso.
O MRE é uma solução inteligente, mas como todo projeto, existem percalços no caminho.
Para o bom funcionamento do MRE, foi pensado uma continuidade na construção de novas hidrelétricas com reservatórios de acumulação Brasil a fora. Pois para mitigar o risco hidrológico, é fundamental distribuir estas gigantes e baratas baterias, os reservatórios de acumulação, pelo maior número de estados da federação possíveis, com climatologias diferentes e complementares.
Infelizmente faltou visão de longo prazo de nossos estadistas, e ficou concentrado esse tipo de usina, no chamado Quadrilátero dos Reservatórios, que se resume a dois estados principalmente. A metade oeste de Minas Gerais e Goiás. Isto por si só, já seria preocupante, pois quando as chuvas são abaixo da média, e têm sido, no Quadrilátero do Reservatórios, todo o conjunto sofre as consequências.
Para dificultar ainda mais o bom funcionamento do MRE, novas e grandes usinas foram construídas no norte do país, onde estão nossas maiores bacias hidrográficas, Santo Antônio de 3.568 MW, Girau de 3.750 MW, e Belo Monte de 11,233 MW, onde gastamos bilhões em linhas de transmissão, para escoar produção de 4 à 5 meses, pois os outros 7 à 8 meses, há uma redução para menos de 30%, pois o correto tecnicamente e financeiramente eram para ser usinas com reservatórios de acumulação. Em especial a UHE Belo Monte onde o projeto foi totalmente modificado, transformando um bom projeto de geração hídrica, com reservatório plurianual, em uma usina fio d’água.
Com isto, uma nova sigla apareceu com frequência no setor hidroenergético, o GSF – Generation Scaling Factor – que numa linguagem simples, significa a perda ou diferença de eficiência entre o projeto e o real, que é a razão entre o somatório da energia realmente gerado pelas usinas participantes do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) e o somatório das Garantias Físicas (valor teórico, calculado em função do histórico hidrológico, no respectivo ponto do rio onde a usina foi instalada).
A capacidade instalada de geração no SEB, somando-se todas as fontes, é da ordem de 170 Gigawatts, e a carga, consumo médio de energia em Gigawatts, na ordem de 70. Ao passo que os 170 devem ser remunerados pelos 70. O que naturalmente eleva os custos da energia em nosso país, bem como remunera pouco novos entrantes no mercado de geração.
Uma parte do problema na precificação deste balanço, GSF, ou variável de risco para os geradores hidrelétricos, é o cálculo do PLD (Preço da Liquidação das Diferenças). Pois o PLD é um cálculo, em função das afluências hídricas dos principais reservatórios, da carga no SEB, armazenamento, etc. Ou seja, as hidrelétricas estão sempre na contramão, quando temos água nos principais reservatórios, o GSF é insignificante, e o PLD é baixo também. Ocorre que, normalmente quando o PLD está acima dos preços médios de venda da energia elétrica, R$/MWh, o GSF também cresce percentualmente, e as usinas participantes do MRE, terão parcelas importantes de suas Garantias Físicas também liquidadas a PLD, portanto, comprando acima, ou bem acima do se preço típico de venda de sua produção, para contratos de longo prazo. Lembrando sempre que compra de lastro, energia elétrica pelos geradores, MWh, também é risco e custo.
Outro ponto que deveria ser reavaliado é a prioridade de despacho das usinas renováveis intermitentes, solar e eólica, que têm prioridade de despacho em relação às hidrelétricas. Isto em momentos que poderia gerar e são preteridas, portanto pagando mais GSF, enquanto poderiam e deveriam estar sendo remuneradas pelas, pelo serviço de armazenagem, ou se preferir segurança e qualidade no suprimento de energia elétrica.
O incremento rápido de usinas em GD, Geração Distribuída, em especial de fonte solar em todo o país, que podem chegar às centenas por ano, também reduz a carga gerenciada pelo ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico,que por sua vez aciona menor geração do MRE, portanto maior GSF a ser pago.
Esses descuidos resultaram em desequilíbrio que têm seu custo para o setor hidroelétrico e consumidores deste estratégico produto chamado energia elétrica.
Como toda tragédia, nunca é apenas um único vetor que produz a resultante, ou em outras palavras, não é apenas uma variável no processo ou equação que compõe o resultado, mas o conjunto acima apresentado.
Isto mesmo, o governo federal errou a mão na estratégia e jogou a conta para a sociedade pagar.
Quando a conta do GSF foi apresentada aos geradores, houve uma corrida por justiça com ações, judicializando os pagamentos em questão. O mercado de liquidação centralizada travou devido aos valores e números de ações interpostas.
A contrapartida que o Governo Federal através do MME, de certa forma reconhecendo o erro, deu às hidrelétricas que optassem pela desistência de seus processos judiciais sobre as irregularidades, ou distorções, da finalidade do MRE, é ser agraciadas com um incremento do prazo de outorgas.
O que foi um bom sinal, principalmente para as diversas usinas com prazos de outorgas remanescentes menores que 10 anos. Porém, isto é muito pouco, quando se traz à valor presente tal benefício para a grande maioria dos geradores, considerando o elevado desembolso necessáro hoje.
Portanto, como a grande maioria dos milhares de megawatts instalados em nosso país, já estavam com suas outorgas próximas ao vencimento, a proposta de pagar suas respectivas contas do GSF, para estas UHEs ficou palatável, principalmente que as usinas fornecedoras do mercado Regulado, com uma perda de receita de algo como R$ 12,00/MWh, a época, puderam repassar o risco futuro e crescente do GSF aos consumidores, atacando diretamente a competitividade do país.
Um ponto que não está claro, é a taxa para levar o benefício de ampliação dos prazos de outorgas, se é a mesma para o cálculo do atraso dos eventuais pagamentos do GSF (IGP-M).
Uma atenção que os participantes do MRE devem ter, é comprar lastro enquanto os preços médios estiverem abaixo dos seus contratos de venda, aproveitando o momento pandemia, que a carga, consumo de energia elétrica, está baixa e pressionando pouco os preços de curto prazo.
Conforme podemos concluir, com tal cenário se desenhando, um bom e barato sistema de proteção de risco hidrológico, deixa de ser como inicialmente planejado, interessante aos participantes do MRE, com exceção aos que acordaram em repassar 100% do risco aos consumidores do mercado brasileiro.
(*) Conselheiro da AbraPCH
