Energia elétrica mais cara e risco de inflação

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Quem for eleito chefe da nação no próximo dia 5 vai assumir, além da faixa presidencial, uma série de desafios no setor energético. A expectativa é a de que os baixos reservatórios, que ameaçam o fornecimento de eletricidade, se mantenham em níveis inferiores aos necessários para garantir o sistema. Somado a isso, a estrutura do setor, agora baseado em usinas a fios d’água (sem reservatórios de armazenamento), deve cada vez mais abrir espaço para térmicas, que dão garantia ao sistema e às fontes renováveis. 
 
Por fim, o setor começa a cobrar seus custos. E o consumidor deve pagar a conta a partir do começo do ano que vem, estimada em R$ 74 bilhões, segundo o presidente da CMU Comercializadora de Energia, Walter Fróes. Como resultado, a previsão é de inflação em alta.
 
De acordo com o especialista em energia e ex-conselheiro da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), Aldemir Jorge Pinto, o rombo tem início na formulação do modelo de regulamentação do setor elétrico brasileiro, há décadas. Ele explica que as usinas foram construídas com dinheiro dos investidores, que tiveram o direito de cobrar por esta construção dos consumidores, na conta de luz, por 30 anos, em alguns casos, prorrogáveis por mais 20.
 
Passado esse período, a expectativa seria de que elas parassem de cobrar pelo empreendimento, ou seja, de que exigisse pagamento apenas pela energia, operação e manutenção das usinas. 
 
Em 2012, por meio da Medida Provisória (MP) 579, convertida na Lei 12.873, a presidente Dilma Rousseff ofereceu às 109 usinas cujas concessões venceriam entre 2015 e 2017 a possibilidade de renovar antecipadamente os contratos, mediante redução na tarifa de energia. Trinta e sete aceitaram. Outras alegaram que os valores propostos estavam abaixo do necessário para manter as operações e recusaram a proposta, entre elas, todas as da Cemig, Cesp e Celg. Elas podem explorar os empreendimentos até o vencimento, mas depois devem devolvê-los à União.
 
O problema começa aí. Segundo o ex-conselheiro da Abrace, os preços estipulados pelo governo para os leilões também não foram aceitos pelas geradoras, pois foram considerados muito baixos. “Na verdade, as usinas tinham capacidade para entrar nos leilões porque a maioria delas já foi amortizada. Mas elas estavam insatisfeitas com a MP”, afirma Jorge Pinto.
 
As distribuidoras, portanto, que compram das geradoras para repassar ao consumidor, ficaram descobertas e precisaram recorrer ao mercado livre, onde os preços são negociados abertamente, de acordo com a oferta de energia, ou seja, de acordo com o volume de água nos reservatórios. Como o clima está seco, o preço médio foi às alturas e chegou ao teto de R$ 822 o megawatt-hora (MWh). 
 
As distribuidoras não tiveram opção. Compraram, mas arrebentaram o caixa. O governo socorreu as empresas com empréstimos bancários. E a partir de 2015, conforme o combinado, o repasse começa a chegar ao consumidor, por meio da conta de luz. A expectativa é a de que o reajuste seja de dois dígitos.
 
Térmicas dão garantia ao sistema, mas diversificação é fundamental
 
A estrutura do sistema elétrico brasileiro também deve pesar na conta. Hoje, as usinas em construção, como Belo Monte, são a fio d’água. Sem reservatórios de armazenagem, o sistema fica mais sensível ao tempo seco, como o vivenciado atualmente. E, com o consumo aumentando, principalmente reflexo da elevação da renda da população, a ampliação da oferta de energia é necessária. Porém, alagar grandes áreas não é mais possível. 
 
A solução, portanto, é diversificar as fontes. No entanto, é difícil sair da base “térmica x hidrelétrica”, conforme afirma o coordenador-geral do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Nivalde José de Castro. Vale lembrar que, depois de um hiato de aportes no setor, nos últimos 11 anos foram investidos mais de R$ 200 bilhões em infraestrutura energética no país. “O Brasil tem o maior potencial hidrelétrico do mundo. E as térmicas são necessárias para dar garantia ao sistema. É preciso diversificar, mas as demais fontes são apenas complementares”, explica o coordenador do Gesel. 
 
O gerente de regulação da Safira Energia, Fábio Cuberos, concorda. Ele afirma que as energias eólica e fotovoltaica, por exemplo, não se sustentam como fontes principais. O motivo é simples. Elas não possuem bateria. Isso significa que um cenário sem vento ou sem sol é sinônimo de falta de luz. 
 
Política industrial
 
Os preços dos equipamentos que geram este tipo de energia também não são atrativos, principalmente devido à falta de indústria no Brasil. Conforme explica o diretor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético (Ilumina), Roberto D’araújo, no caso da energia eólica, por exemplo, no Brasil produz-se apenas as pás, que são a parte menos importante da torre. “A parte inteligente, a parte eletrônica, é toda importada”, diz o especialista.
 
O mesmo acontece com a energia solar, que parece patinar no país, apesar de alguns grandes projetos começarem a aparecer. “Não produzimos células fotovoltaicas, importamos tudo”, afirma.
 
De acordo com ele, a solução seria implantar no Brasil uma política industrial para grandes fabricantes de componentes importantes da indústria de geração de energia renovável. Ou, melhor ainda, que fábricas brasileiras comecem a fabricar em larga escala equipamentos inteligentes para produção de energia solar e eólica.
 
A fabricação, segundo D’araújo, viabilizaria, ainda, a produção de energia em casa, também conhecida como geração distribuída, pois reduziria os custos. Essa energia é utilizada pela própria residência. O excedente é injetado na rede. Ao final do mês, é feito um balanço e o proprietário paga à distribuidora apenas a diferença negativa. Caso a diferença seja positiva, ele fica com crédito. Hoje, porém, para produzir 900 Kw/mês de energia fotovoltaica em casa são necessários R$ 50 mil. “É financeiramente inviável”, diz o diretor do Ilumina.
 
Obras de 626 usinas foram paralisadas
 
Se os entraves para planejar o sistema para o longo prazo são grandes, tirar as usinas que já foram projetadas do papel parece ser mais difícil ainda. Atualmente, o país possui 131 gigawatts (GW) de potência instalada. Outros 20 GW, divididos em 179 empreendimentos, estão em construção, o que deve ampliar consideravelmente a oferta de energia. A quantidade de projetos parados, no entanto, assusta: 16,7 GW, divididos em 626 usinas, não têm previsão de quando sairão do papel. 
 
Segundo especialistas, a maioria dos projetos que não deslancham são reflexo da morosidade para aprovação de licenças ambientais. “Quem assumir o governo tem que, impreterivelmente, agilizar o licenciamento ambiental”, afirma o presidente da CMU Comercializadora de Energia, Walter Fróes. 
 
A falta de sintonia entre os leilões de transmissão e os de geração também é citada como entrave para que a oferta seja ampliada, conforme afirma o consultor do setor energético Aldemir Jorge Pinto. “Algumas usinas não são construídas porque não há como conectá-las ao Sistema Interligado Nacional (SIN). É o caso de algumas eólicas”, diz.

 

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