“Não há mais, no Brasil, tanto lugar para fazer reservatório de acumulação. Por isso, é natural - e é o que se espera - que o Brasil tenha cada vez mais um sistema hidrotérmico eficiente, e que a energia termelétrica seja a mais eficiente possível para complementar adequadamente a geração renovável que temos”, afirma o presidente do Instituto Acende Brasil. 

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Uma análise da situação financeira do setor elétrico brasileiro possibilita chegar à conclusão de que ela “não é sustentável, porque a receita que o setor obtém não está sendo suficiente para arcar com todos os seus custos”, diz Claudio Sales à IHU On-Line, na entrevista a seguir, concedida por telefone. Entre os diversos fatores que têm gerado essa situação, um deles, “sem dúvida, tem a ver com a questão do armazenamento de energia, que está impondo que o Operador Nacional do Sistema Elétrico decida por acionar praticamente a totalidade do parque termelétrico de forma contínua. Isso traz um sobrecusto muito grande para o setor, que, no limite, se reflete nesse desbalanço que atualmente já atinge a casa de muitos bilhões de reais”, explica.

Dado que a demanda de energia tem aumentado nos últimos anos, e não há condições de aumentar significativamente a quantidade de hidrelétricas no país, é preciso investir “mais e melhor” na construção de termelétricas, adverte. Segundo ele, se a situação atual de acionar as usinas térmicas para garantir o abastecimento de energia do país for recorrente, como tem sido neste ano, “é muito melhor gastar um pouco mais para construir a usina, mas sabendo que durante esses longos períodos ela terá um custo operacional muito mais barato, para que o custo resultante para o consumidor seja bem menor”.

Sales pontua ainda que o parque termelétrico brasileiro foi construído com base em uma premissa de que a complementação térmica se daria em períodos espaçados, mas essas premissas não correspondem à realidade. Hoje, informa, “mais de 40% das nossas usinas são usinas com custo operacional muito alto e é claro que isso está tendo uma influência muito dura no custo desse acionamento continuado que estamos fazendo”. E acrescenta: “É possível pensar em usinas de maior porte, com gás natural, ciclo combinado, até mesmo carvão, usando as vocações específicas que nós temos. Enfim, usinas que atendam aos atributos de despachabilidade por parte do Operador Nacional do Sistema, para poder firmar, de maneira mais econômica, social e ambiental, a energia com a qual o país precisa contar”.

Claudio Sales é engenheiro industrial formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC-RJ, frequenta o President´s Management Program da Harvard University e é presidente do Instituto Acende Brasil, Observatório do Setor Elétrico Brasileiro, desde 2003.

Confira a entrevista.

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IHU On-Line - Qual é a situação financeira do setor elétrico brasileiro e por que o setor enfrenta uma situação de vulnerabilidade financeira? Essa situação financeira gerou a crise do setor ou uma crise gerou essa situação de vulnerabilidade financeira?

Claudio Sales – Ao fazer um retrato da situação das finanças do setor hoje, a conclusão é de que ele não é sustentável, porque a receita que o setor obtém não está sendo suficiente para arcar com todos os seus custos. Então, a causa disso é de origem diversa, e uma delas, sem dúvida, tem a ver com a questão do armazenamento de energia, que está impondo que o Operador Nacional do Sistema Elétrico decida por acionar praticamente a totalidade do parque termelétrico de forma contínua. Isso traz um sobrecusto muito grande para o setor, que, no limite, se reflete nesse desbalanço que atualmente já atinge a casa de muitos bilhões de reais. Ou seja, para custear esse acionamento termelétrico no nível que está sendo praticado hoje, as tarifas arrecadadas pelo setor não são suficientes, fazendo com que exista essa exposição financeira a ser resolvida.

IHU On-Line- Como o governo se posiciona diante dessa questão de crise?

Claudio Sales – O governo reconhece que tem um desafio financeiro gigantesco, tanto que está se mobilizando na montagem das soluções. Quando você olha, por exemplo, a atividade de distribuição de energia, a empresa distribuidora tem dois papéis: um é o de prestar o seu serviço propriamente dito e o outro é agir como um grande arrecadador de recursos, os quais reparte com os outros elos da cadeia. Então, por exemplo — só para dar uma ordem de grandeza —, nós pagamos em média 100 reais por megawatts/hora de energia elétrica, mas, em média, somente cerca de 20 reais vão para a distribuidora cobrir seus custos, pagar seus financiamentos, remunerar seu capital; o restante é repassado para terceiros. O principal arrecadador sempre é o governo, na forma de encargos, mas a outra parcela arrecadada vai para a geração, ou seja, para a energia que as distribuidoras compram nos leilões, e para a transmissão de energia, que também é contratada nos leilões pelo governo.

Então, a distribuidora regulariza o setor, mas como seus reajustes são anuais ela adianta esse recurso para fazer o pagamento pela geração e pela transmissão de energia, e quando chega na data de aniversário do seu reajuste, ela leva esses recursos que adiantou para a tarifa, para que então receba de volta o valor ao longo do ano seguinte. 

O que aconteceu agora? A ordem de grandeza desse fenômeno mudou. Dado aquilo que eu falei no início, da necessidade desse acionamento intenso de termoeletricidade e a forma que ela está sendo contratada, a demanda financeira para fazer esse adiantamento extrapolou até o total da capacidade de caixa das distribuidoras. Se você olhar a capacidade de geração de caixa do setor elétrico como um todo — medido na forma do indicador financeiro que mostra a geração de caixa das empresas —, é algo na ordem de 10 bilhões de reais. O custo que teria de ser adiantado por esse acionamento termelétrico nas diferentes formas de contratação ao longo deste ano, adiantado para que as empresas só viessem a receber em 12 parcelas a partir da sua data de aniversário de reajuste, é muito superior a isso, algo na ordem de 20 bilhões. Ou seja, está claro que as empresas distribuidoras não têm recurso para fazer isso, e o governo percebe essa situação, como tem se mobilizado na instrumentação de soluções para esse problema.

Claudio Sales - São duas as formas mais relevantes. A primeira, com aportes do Tesouro em certa medida, e a outra é o tal do empréstimo que o governo instrumentou que seja feito, tendo como garantias a própria inclusão desse custo na tarifa para os anos seguintes, na ordem de 11,2 bilhões até agora. O veículo utilizado para isso foi a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, que recebe esse empréstimo e repassa o recurso para as distribuidoras poderem fazer frente a esse custo.

IHU On-Line - Por outro lado, quais são as razões técnicas que originaram a crise por que passa o setor elétrico brasileiro?

Claudio Sales – É uma combinação de inúmeros fatores. Um deles tem a ver com as condições de abastecimento propriamente ditas: nível de reservatórios, hidrologia, etc. Segundo o próprio Operador Nacional do Sistema Elétrico, a expectativa era de que, no final de abril — quando termina o período de cheias —, os reservatórios da região Sudeste e Centro-Oeste — que são os mais relevantes do ponto de vista de capacidade de armazenamento do nosso sistema — tivessem chegado, pelo menos, em um nível de 43%, para que tivéssemos um ano e um futuro totalmente tranquilo em relação ao abastecimento de energia. Com esse nível, seria possível passar esse período de seca até o final de novembro — quando recomeçam os períodos de cheias — e, assim, no futuro, ter um ponto de partida  com maior segurança. Como esse quadro estimativo não foi atingido, a consequência é esse acionamento permanente de usinas termelétricas de todo o parque, o qual, felizmente, temos para poupar água nos reservatórios.

Outras coisas têm a ver com algumas regras estabelecidas como, por exemplo, a instituição do regime de cotas para energia proveniente das usinas cujas concessões foram renovadas pelo novo regime. O que fica implícito é que o regime de cotas, em essência, trata de contratar a energia por um valor que cobriria apenas os custos de operação e manutenção da usina, porém se transfere para o consumidor o risco hidrológico. Se essas usinas, por alguma circunstância, não gerarem o somatório da garantia física que se espera delas, então o gerador contrata essa energia no mercado de curto prazo e repassa esse custo para o consumidor. Como nós estamos nessa situação em que as hidrelétricas estão gerando menos do que a sua garantia física, porque está se acionando termelétricas para guardar água nos reservatórios, isso significa que uma parcela dessa energia está sendo contratada no mercado de curto prazo, cujo preço está elevado, e esse custo é transferido para o consumidor. Estou dando dois exemplos, mas o principal e mais relevante tem a ver com essa situação de abastecimentos em níveis de reservatórios que, no limite, impõem esse racionamento intenso e continuado no parque termelétrico, aumentando efetivamente o custo da energia que está sendo gerada no Brasil. Num montante, as empresas distribuidoras não têm condições de adiantar esse recurso com o que elas dispõem no seu próprio caixa, por isso a necessidade dessas soluções que o governo está buscando implementar.

IHU On-Line - O senhor comentou recentemente que os reservatórios hidrelétricos armazenam água para períodos cada vez menores. Em 2000 os reservatórios armazenavam o suficiente para seis meses de consumo. Hoje, armazenam para pouco mais de quatro. Quais as causas disso?

Claudio Sales – Primeiro tem que pensar o seguinte: quando se olha historicamente ao longo de anos ou décadas o consumo brasileiro de energia elétrica, ele cresce até determinada taxa. Imagine um gráfico e uma diagonal crescente definindo certa inclinação do crescimento da demanda de energia. Mas se fosse fazer um gráfico da capacidade de armazenamento, seria possível observar que os reservatórios não crescem no mesmo ritmo com que cresce a demanda de energia. Então, é natural que, se eu meço a quantidade de energia que tenho armazenada com a proporção do consumo que tenho a cada momento, esse número seja declinante ao longo do tempo. O resultado disso é esse dado que você está referindo. Em 10, 12 anos, como proporção do nosso consumo, a capacidade de armazenamento era equivalente a um período de seis meses e meio, mas hoje é de quatro meses e meio. Se fosse acontecer isso por mais tempo, a tendência seria a mesma. No passado, nós tínhamos um reservatório que apelidávamos de “plurianuais”, ou seja, a quantidade de energia armazenada nos reservatórios era suficiente para, teoricamente, cobrir o consumo do Brasil por mais de um ano. Quer dizer, mesmo que no ano seguinte tivesse seca extrema, haveria energia armazenada para poder atender o consumo. Isso foi passado, não vai acontecer mais.

Por que afirmo com clareza que não vai acontecer mais? Porque fiz uma conta aproximada demonstrando que, se a energia armazenada crescesse no mesmo ritmo que estamos projetando o crescimento da demanda de energia, precisariam ser construídos reservatórios com armazenamentos do tipo de Sobradinho, que talvez seja o maior que o Brasil dispõe, por três ou quatro anos. Ocorre que não há mais, no Brasil, tanto lugar para fazer reservatório de acumulação. Por isso, é natural — e é o que se espera — que o Brasil tenha cada vez mais um sistema hidrotérmico eficiente, e que a energia termelétrica seja a mais eficiente possível para complementar adequadamente a geração renovável que temos, investindo, portanto, em usinas hidráulicas, mas também em eólicas, que estão crescendo bastante, e na biomassa, que ainda está iniciando, mas que o Brasil tem espaço de desenvolver.

IHU On-Line - Esse dado implica uma crítica à construção de hidrelétricas com ou sem reservatórios?

Claudio Sales – Existem as usinas com reservatório de acumulação e as usinas a fio d'água. A usina com reservatório de acumulação é aquela que acumula água no período da cheia, e ao longo do ano vai se consumindo essa água até que voltem os períodos de cheias. A usina a fio d'água é aquela em que praticamente o nível da água não se mexe, e a energia produzida é em função da água que está chegando ao reservatório em determinado momento. A Usina de Belo Monte é uma usina a fio d'água, ou seja, tem a capacidade instalada para gerar cerca de 11 mil megawatts e o reservatório pouco mexe, porque foi definido praticamente em cima da calha do rio. Como em período de cheia o rio era largo e em período de seca era fininho, usou-se o período de cheias para definir as fronteiras do reservatório. No período de cheia, quando chega aquela montanha de água que passa em todo o reservatório, são gerados os 11 mil megawatts. Quando chega o período de seca, passa pouca água no reservatório e só sai pouca água, para que o nível continue o mesmo e ele gere mil e tantos megawatts.

Mas, falando sobre isso, saltam aos olhos coisas como, por exemplo, a Usina de Itaipu, que é individualmente a usina que mais produz energia no Brasil, uma usina a fio d’água, e o reservatório de Itaipu pouco mexe ao longo do ano, ele é regularizado rio acima em outras barragens. Então, o desejável é que se fizessem usinas com reservatório de acumulação, por razões óbvias, só que não há mais tantas oportunidades assim, dados os critérios socioambientais com que são tratadas as usinas hidrelétricas de hoje em dia, e dado também o fato de que hoje a maioria dos novos projetos de maior porte está na região Norte, que é uma região de característica plana, não existem mais muitos lugares onde se consiga fazer isso. Então, isso faz com que o ritmo de crescimento das usinas com reservatório de acumulação seja significativamente menor do que o crescimento da demanda do consumo e da produção de energia.

IHU On-Line - O que mudou no setor energético em relação à crise do início dos anos 2000?

Claudio Sales – Mudou muita coisa. O Brasil tem avançado em muitas áreas. Em primeiro lugar, em 2001 a geração termelétrica era de 7,7%. Hoje, é de 19,1%, ou seja, temos um parque termelétrico muito mais robusto do que tínhamos antes. Em relação à transmissão de energia, foi feita uma expansão muito significativa ao sistema de transmissão, possibilitando transferência de energia muito maior dentro dos diversos subsistemas. Como nós temos regimes de chuvas diferentes nas diferentes regiões do Brasil, isso aumenta a flexibilidade e a segurança no abastecimento.

IHU On-Line - Então não há mais risco de desabastecimento de energia no Brasil?

Claudio Sales – Em um sistema predominantemente hidrelétrico como o brasileiro, a palavra “risco” é intrínseca. O problema é a dimensão deste risco de déficit que se quer considerar no modelar e trazer esse risco para níveis que sejam economicamente sustentáveis. Porém, existe uma enorme volatilidade, dada a predominância hidrelétrica, desse risco, tendo em vista o que de fato venha a ocorrer em termos de regime de chuvas. Então, passamos, em vários momentos da nossa história, por períodos de risco muito elevados. Quando o Operador Nacional do Sistema toma a decisão de fazer um acionamento intenso e continuar com termelétrica de modo tão custoso como está acontecendo, é porque está reconhecendo que os níveis de risco com os quais ele trabalha já impõem essa necessidade, mesmo que ela custe o que está custando. Então, dito isso e olhando para este ano, dado que o período de cheias teoricamente se encerrou, resta observar — e é isso que o Operador Nacional do Sistema faz — o que vai acontecer de agora até novembro, porque isso vai sinalizar com que nível de conforto e segurança nós vamos caminhar para 2015.

As últimas semanas trouxeram, do ponto de vista do regime de chuvas, boas notícias, por causa da chuva intensa que aconteceu no Sul e por causa dos efeitos do El niño, beneficiando um pouco os reservatórios e fazendo com que as projeções que o próprio Operador Nacional do Sistema faz e revê semanalmente tenham apontado alguma melhora.

Mas isso não significa que se possa ter segurança absoluta em relação a essas projeções feitas pela modelagem que nós dispomos, até porque já se sabe — e nós mesmos avaliamos isso — que existe uma série de pontos que os resultados provenientes da modelagem do setor, modelos computacionais usados tanto no planejamento como na operação, quando testados, nem sempre estão 100% alinhados com a realidade que se chega do nível dos nossos reservatórios e da capacidade de geração das usinas.

IHU On-Line - O setor hidrelétrico é bastante vulnerável ao ciclo de chuvas. É preciso diversificar a matriz?

Claudio Sales – Essa vulnerabilidade é inerente a um sistema predominantemente hidrelétrico. Supondo que tivéssemos no país um sistema 100% termelétrico, não seria necessário ter um preocupação em relação ao controle do consumo. Então, vamos supor que existem 100 usinas de 10 megawatts cada uma, e que a demanda é mais ou menos 900, digamos assim, então temos 100 usinas, mas acionamos 90. Se a demanda crescer mais, é possível atender a demanda lingando as outras usinas e, portanto, é muito fácil atender o mercado.

Agora, vamos complicar: vamos supor um sistema que é predominantemente hidrelétrico. Ele apresenta uma dificuldade, porque eu sei que hoje vou precisar de 1.000 megawatts de energia, mas não sei o que vai acontecer amanhã. Então, tenho de tomar uma decisão que me diga o que é melhor hoje: consumir a água que está no reservatório dessa usina e atender de forma “baratinha” essa demanda de 1.000 megawatts hoje, ou ficar com medo do que vai acontecer no futuro, guardar essa água, gerar só 700 ou 800 megawatts de energia e gerar o resto de energia através das térmicas. Então, este, de forma muito simplista, é um desafio que o operador tem no sistema de predominância hidráulica. Como você resolve esse desafio? Uma opção é por absurdo, ou seja, digamos que não se quer ter risco nenhum de falta de energia, então, se constroem tantas usinas que ficarão paradas ao longo do tempo, mas quando precisar poderão ser ligadas, só que isso tem um custo infinito para a sociedade.

Então, por absurdo, se mostra que esse modelo não faz sentido. Em todo caso, em alguma medida o país decide o nível de risco que quer correr. De fato, é desafiante e teremos uma operação tão mais eficiente quanto esses modelos sejam apurados, quanto o nosso parque termelétrico seja mais eficiente.

IHU On-Line – Então, o Brasil precisa investir mais em termelétricas?

Claudio Sales – Seguramente mais é melhor. Por que melhor? O parque termelétrico brasileiro, que hoje é de 36 mil megawatts, dos quais 21.200 megawatts são operados pelo Operador Nacional do Sistema, foi construído ao longo de décadas, mas muito dele a partir de premissas diferentes das premissas da realidade operacional do sistema hoje. Grosso modo, há usinas termelétricas de dois grandes tipos: uma usina que, para construir, precisa de um investimento muito grande, mas que, quando ela for operada, o custo operacional é pequeno; ou, no outro extremo, uma usina que, para construir, o investimento seja “pequenininho”, mas quando vier a ser acionada, o custo operacional será muito grande. É claro que em um sistema como o nosso tem espaço para todos os tipos. Agora, se, por exemplo, você tem uma situação em que o que se espera do seu parque termelétrico é apenas acioná-lo esporadicamente por pequenos períodos de complementação no caso do parque hidrelétrico não dar conta, então é claro que é melhor ter usinas do tipo dois, porque se é para ficar parada a maior parte do tempo, é melhor investir menos, pois, do contrário, se tem um custo gigantesco do capital. Se, por outro lado, tem uma situação como a que nós estamos vivenciando, em que as usinas têm de ficar quase todas, se não todas, acionadas de forma continuada por longos períodos, convenhamos que é muito melhor gastar um pouco mais para construir a usina, mas sabendo que durante esses longos períodos ela terá um custo operacional muito mais barato, para que o custo resultante para o consumidor seja bem menor.

O parque brasileiro instalado foi construído numa premissa em que a complementação térmica se daria muito mais na linha do exemplo que eu dei como opção dois, só que essa não é a nossa realidade. Então, nós fizemos o retrato do nosso parque termelétrico e vimos que mais de 40% das nossas usinas são usinas com custo operacional muito alto e, é claro, isso está tendo uma influência muito dura no custo desse acionamento continuado que estamos fazendo.

IHU On-Line - Uma matriz eficiente, no Brasil, deveria contemplar termelétricas e hidrelétricas?

Claudio Sales – É possível pensar em usinas de maior porte, com gás natural, ciclo combinado, até mesmo carvão, usando as vocações específicas que nós temos. Enfim, usinas que atendam aos atributos de despachabilidade por parte do Operador Nacional do Sistema, para poder firmar, de maneira mais econômica, social e ambiental, a energia com a qual o país precisa contar.