TRANSIÇÃO ENERGÉTICA JUSTA.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

O Banco Mundial mostra que a arrecadação de títulos soberanos verdes passou de
US$ 41 bilhões, aproximadamente R$ 215 bilhões. Esses títulos são emitidos pelos países
com o objetivo de arrecadar fundos para incentivar o uso de energia renovável ou para
cumprir metas de redução de carbono na transição energética. Em aproximadamente 60%
dos países de alta renda (EUA, Japão, Dinamarca…) existem instrumentos financeiros
públicos endereçados à sustentabilidade. Nos países de renda média alta (Brasil, China,
Peru…) esse percentual cai para 25% e para 10% em países de renda média baixa (Filipinas,
Índia, Senegal…). Naqueles de renda baixa, como Etiópia, Nigéria e Haiti, não se fala nisso.
Visualizando os títulos verdes de dívida emitidos em 2021, maior parte pelo setor
privado da Europa, atingiram US$ 621 bilhões ou R$ 3,25 trilhões. Para os “títulos sociais”,
com a finalidade de comprar casas, financiar a agricultura, melhorar os serviços de saúde e
acesso à água potável, foram levantados US$ 206 bilhões ou R$ 1 trilhão. Mas é preciso
que fique bem claro que a emissão desses títulos de renda fixa não é caridade, são emitidos
pelos governos ou por players do setor privado e estão expostos aos fatores de risco e
sujeitos a taxas de retorno diferentes.
A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, sigla em inglês), realizou
um estudo sobre a importância de incluir as comunidades locais na transição energética e
chegou à conclusão que elas são um poderoso acelerador. Além de gerar desenvolvimento
socioeconômico local, a inclusão de comunidades nos projetos de energia limpa também
permite uma maior autonomia na gestão dos recursos, tanto energéticos, como financeiros.
Cita experiências que existem no mundo e uma condição crucial para a sua implantação são
os ambientes políticos estáveis e não discriminatórios. Além do enfoque da transição
energética justa, rumo a uma matriz mais limpa, os desafios envolvem também um mercado
de trabalho e até mesmo a busca pela segurança.
E o que seria uma transição energética justa no Brasil? Justa do ponto de vista de
quem? Da oferta ou de quem consome energia? Tudo começa nessa definição, que não
existe consenso, ainda mais se formos compor com alguns elementos que estão comumente
a ela associados. Na era dos 5G, alguns formuladores pregam que a transição energética no
Brasil é composta por 5Ds: Descarbonização, Descentralização, Digitação, Desenho de
mercado e Democratização.
Descarbonização se refere às mudanças climáticas, podem aumentar sua frequência e
assim vai afetar com maior magnitude as camadas mais vulneráveis da sociedade.
Certamente que a descarbonização das matrizes elétrica e energética é muito benéfica para o
mundo em geral, principalmente para os mais ricos, mas há de se convir que leva perdas
para grupos sociais, cidades e, talvez, até para regiões inteiras. Nesses primeiros anos,
talvez décadas, painéis solares nas residências, carros elétricos, hidrogênio verde produzido
com energia eólica offshore, não vai ser acessível para a população mais pobre. Portanto,
apenas a descarbonização da matriz energética será insuficiente, mesmo que envolva outros
Ds, como a descentralização e um maior grau de digitalização.
Descentralização com eólicas e solares para comunidades pequenas e distantes dos
centros de carga, só com recursos do governo, nesse caso de nossos impostos.
Historicamente, seus modos de vida estão atrelados a atividades baseadas em fontes fósseis,

como é o caso da lenha, do carvão e do botijão de gás. É óbvio que vão encontrar inúmeras
dificuldades de fazer uma acelerada adaptação para uma economia de baixo carbono. Para
esse caso, serão necessárias alternativas produtivas associadas a fontes de energia de baixa
emissão e que possam oferecer uma melhoria na renda e na qualidade de vida dessas
populações.
Na digitalização, presente em quase todas as atividades econômicas e sociais, com
tendência para a entrada exponencial de novas tecnologias de informação e comunicação,
cada vez mais irá causar uma crescente dependência da energia no modo de vida das
pessoas. E quem mais sofrerá com a tecnologia são os mais velhos e os mais pobres, que
dificilmente poderão acompanhar essa expansão tão rápida e cara. Consequentemente, o
fosso social vai ampliando as discrepâncias que existem em nossa sociedade,
principalmente se uma grande parcela da população não tiver acesso à energia barata e de
qualidade, condição fundamental para a melhoria da sua situação econômica e do seu
padrão de vida.
No desenho de mercado, não podemos deixar de considerar que a desigualdade de
acesso à energia está relacionada com a desigualdade socioeconômica, às vezes até pela
discriminação étnico-racial, disparidade de gênero, quase sem renda e mobilidade social
inexistente, fatores que determinam a falta de oportunidades de acesso às instâncias
decisórias. Da solução faz parte a regulação, a capacitação, para fazer com que as
comunidades passem a compreender questões técnicas, financeiras e políticas, e até
comecem a desenvolver iniciativas com o próprio negócio.
Democratização agora é um nome que cabe em qualquer lugar, mas sempre muito
distante daquilo que foi idealizado pelos filósofos gregos. Aqui, nesse caso da transição
energética, por democratização definiu-se o acesso amplo e módico à energia, de forma
inclusiva e participativa, dando maior prioridade à questão social no aproveitamento dos
recursos energéticos. Nem mesmo com os parlamentares que elegem, essas comunidades
participam dessas definições. Discurso afiado, palavras envolventes, propaganda milionária,
mas quais são as ações, metas, recursos, como acompanhar resultados?
Portanto, uma transição energética para ser justa no Brasil, não pode ficar apenas
sendo indutora de mudanças nas matrizes elétrica e energética, na direção de uma economia
de baixo carbono. É preciso que sejam dadas proteções as camadas mais vulneráveis da
sociedade, não só para ampliar o acesso desses grupos à energia, mas somente com
educação, capacitação profissional e criação de oportunidades é que poderemos erradicar a
pobreza e combater a gritante desigualdade existente nesse nosso país. (11/08/2022)
Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

INEFICIÊNCIA ELÉTRICA

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

“A máquina tecnologicamente mais eficiente que um homem jamais inventou é o livro.”

(Northorp Frye)

Atravessamos mais uma crise de energia elétrica que custou ao país cerca de R$ 100
bilhões, se considerarmos o que os consumidores pagaram na conta bandeiras e que ainda
vão pagar do empréstimo bancário até 2026, que já está sendo rateado e embutido nas
tarifas. Uma das soluções que sempre é apontada nesse momento é a eficiência energética,
mas ela não é uma solução de curto prazo, portanto, não adequada a situações de crise.
No planejamento da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), em 2030 deveremos ter
5% do consumo energético do país reduzidos com ações de eficiência energética, sendo
que 4% é a participação do consumo de eletricidade. Dessa participação da energia elétrica
na eficiência energética do Brasil, temos 73% nos setores industrial e de serviços, um
consumo calculado em 32 TWh até o horizonte citado. A eficiência energética reduz a
capacidade de oferta, posterga investimentos, reduz o custo para o consumidor e assim,
fazendo mais com menos, também apresenta ganhos para o meio ambiente, no caso a
redução nas emissões de gases de efeito estufa (GEE).
Dados da Agência Internacional de Energia (AIE), desde 2015 as melhorias globais
em eficiência energética diminuíram, se considerarmos as medidas pela intensidade de
energia primária. Num nível extra de estresse para essa redução certamente tem também
uma parcela de culpa na crise causada pela Covid-19. A previsão da AIE é que, quando
forem confirmados os resultados de 2020, a intensidade energética tenha uma melhoria de
apenas 0,8%, ou seja, cerca da metade alcançada em 2019 (1,6%) e 2018 (1,5%). Esses
percentuais estão bem abaixo do que será necessário para as metas globais de clima e
sustentabilidade. Segundo o Cenário de Desenvolvimento Sustentável da AIE, esses são
números preocupantes, já que nos próximos 20 anos a eficiência energética deve
proporcionar mais de 40% da redução nas emissões de GEE relacionados à energia
primária.
O Brasil é um dos países em desenvolvimento mais atrasados no tema porque apesar
de termos consciência de todas essas vantagens da eficiência energética, a grande questão
é como chegar lá. Observando outros países com economias emergentes, como a China e a
Índia, vemos que estão investindo pesadamente na eficiência energética nas últimas
décadas. O Brasil ficou praticamente estável nesse período, porque não houve uma
trajetória de redução da intensidade energética, mesmo com os programas oficiais e a
modernização tecnológica. Foram criados o PROCEL (Programa Nacional de
Conservação de Energia Elétrica) e o CONPET (Programa Nacional da Racionalização do
Uso dos Derivados de Petróleo e do Gás Natural), sendo que o primeiro ficou
administrado pela Eletrobras e o outro pela Petrobras. Foram até criados selos de
qualidade para que os consumidores tivessem êxito na escolha dos eletrodomésticos mais
eficientes que pretendem adquirir.
A questão é que o PROCEL, fundado em 1985, já investiu em torno de R$ 3,89
bilhões, com recursos próprios da Eletrobras, da Reserva Global de Reversão (RGR), de
investimentos de fundos internacionais e, a partir de 2016, de recursos provenientes da Lei
nº 13.280. Foram mais utilizados em projetos industriais, sempre relacionados com o
custo/benefício, e nesses 36 anos foram economizados 217,9 bilhões de kWh. Em 2021, a

economia foi de 22,73 bilhões de kWh, ou seja, o equivalente a 4,54% do consumo total
de energia elétrica no Brasil, o que daria para suprir anualmente 11 milhões de residências.
Já o CONPET, sua aplicação praticamente ficou restrita às instalações da Petrobras
e os resultados alcançados foram absorvidos pela produtividade de própria estatal. Em
eficiência energética, pelo lado da energia elétrica, existe também o PEE (Programa de
Eficiência Energética) da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), projetos que
são executados pelas distribuidoras de energia elétrica e custeados pelos consumidores,
que pagam nas contas de luz 0,25% do valor total da energia consumida para essa
finalidade.
Coordenado pelo Inmetro, foi criado o Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE),
com o objetivo de fornecer aos consumidores informações sobre o desempenho de
produtos, praticamente os da linha branca, levando em conta atributos como o consumo de
energia, ruídos e outros critérios que podem influenciar o consumidor para uma compra
um pouco mais cara, porém mais eficiente na vida útil do equipamento. Um desses
equipamentos foi a geladeira e que agora está sendo reformulado, eletrodoméstico que é
utilizado por mais de 98% da população brasileira, mas que as tecnologias utilizadas na
sua fabricação datam dos anos 1980-1990. Um levantamento feito pelo Instituto Escolhas
mostra que 130 TWh de energia elétrica poderiam ser economizados na próxima década,
somente com a adoção de tecnologias mais eficientes e que custaria para as indústrias um
investimento de R$ 300 milhões para a mudança na linha de produção. A economia para
cada consumidor seria de R$ 360,00/ano, um número que parece pequeno, mas que se
agiganta quando é extensivo ao uso de 98% das residências brasileiras. Investimentos
poderiam ser feitos em novos equipamentos, edifícios e em veículos com baixa eficiência
energética.
Mas é preciso informação ao consumidor, com os ganhos que ele vai ter pelo uso.
Certamente que ele, ao ver tantos gastos desnecessários, não vai deixar de usar o chuveiro
na hora da ponta do sistema simplesmente para ajudar o país. Esse seria um nível altíssimo
de educação, o que não é o nosso caso. O trabalhador brasileiro sai de casa às 5 da manhã
para trabalhar, gasta umas 4 horas para ir e voltar amassado em um transporte coletivo e
tudo que quer fazer quando chegar em casa é tomar um banho quente, se a temperatura
estiver baixa, um exemplo que se aplica melhor no Sul/Sudeste do país. Não é uma
questão de conforto e sim de saúde, e ele não vai se sensibilizar em esperar para tomar o
seu banho depois das 21:00h para ajudar na eficiência energética do país.
A ANEEL até que desenvolveu e implantou a tarifa branca para os consumidores
de baixa tensão, mas não vingou, talvez por falta de uma melhor informação sobre seus
ganhos. A exemplo das tarifas verde e azul, que são utilizadas para os consumidores de
alta tensão, a tarifa branca também é uma modalidade cujo preço varia de acordo com o
horário de consumo. Por outro lado, o conceito de eficiência energética, que tem como
base o produzir mais, tanto social como economicamente falando, com menos quilowatts-
hora consumidos, ainda não está devidamente entendido pela maioria daqueles que a
utilizam. Quando se usa o gás natural, e até mesmo o diesel, em motores nas três horas da
ponta do sistema (17:30h às 20:30h), em substituição a energia elétrica que é mais cara
nesse período, não está sendo feita eficiência energética e sim eficiência financeira,
postura que tende a desaparecer com a adoção do mercado livre, da geração distribuída e
da modernização do sistema elétrico brasileiro. Outra generalização que está sendo feita é

argumentar que substituir combustíveis fósseis por eólicas e solares é fazer eficiência
energética, o que nem sempre é verdade, pois essa eficiência só se dá sempre pelo conceito
ambiental.

CHOQUE DE SUBSÍDIOS

Geoberto Espírito Santo

“O mundo não será salvo pelos caridosos, mas pelos eficientes.” (Roberto Campos)
A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) foi criada pela Lei nº 10.438/2002, a
mesma que instituiu o PROINFA (Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica) e de uns tempos para cá passou a ser vista com restrições porque vem
aumentando consideravelmente todos os anos. O alerta geral foi dado neste ano, quando a
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) definiu essa conta no valor de R$ 32
bilhões, sendo que R$ 30,2 bilhões serão pagos diretamente pelo consumidor. Um aumento
de 34,2% quando comparamos com o orçamento de 2021, quando o encargo foi de R$ 23,9
bilhões e o consumidor arcando com R$ 19,6 bilhões. Em 2020, a CDE foi orçada em R$
21,9 bilhões Esse valor gera um impacto médio nas tarifas de 3,39%, sendo que para os
consumidores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste representa 4,65% e para os consumidores das
regiões Norte e Nordeste é de 2,41%.
Em 2018, o Relatório de Políticas e Programas de Governo divulgado pelo Tribunal
de Contas da União (TCU) já criticava a governança da CDE, sinalizando que não havia
definição de qual problema ou qual demanda social que cada subsídio pretendia resolver ou
reduzir. O TCU dizia naquela oportunidade que os subsídios eram incompatíveis com o
regime jurídico tarifário do setor, pois não havia um sistema de avaliação da eficácia desses
subsídios e a fiscalização da ANEEL sobre a concessão dos subsídios seria insuficiente.
Nesse Relatório do TCU existem duas recomendações: a) estruturar um modelo de
governança que permita o acompanhamento de todas as políticas que são subsidiadas pela
CDE; b) Avaliar os impactos advindos dessas alterações na CDE, tanto sob a ótica da
origem dos recursos quanto da aplicação dos montantes arrecadados.
Em dezembro de 2020, numa análise feita pelo Conselho de Monitoramento e
Avaliação de Políticas Públicas do Ministério da Economia (CMAP), foi avaliado que
existia um risco elevado de falta de transparência, de previsibilidade de despesas e de
estudos de impacto sobre os descontos concedidos, ainda porque não haviam metas a serem
atingidas e, consequentemente, resultados a serem alcançados. O CMAP avaliou que não
havia delineamento do problema social ou econômico para os descontos nas tarifas
aplicadas ao setor rural e recomendou que os subsídios para irrigantes abastecidos em alta
tensão fossem sendo extintos gradualmente, haja vista que 92,6% da população rural já
estavam eletrificadas. O CMAP observou que os preços das fontes incentivadas (eólica e
solar) já estavam no mesmo patamar das térmicas a gás ou das hidrelétricas e assim não
seriam necessários subsídios para as próximas outorgas. Vários agentes do mercado
também entendem que os subsídios para eólicas, solar, PCHs e térmicas à biomassa foram
criados na época em que essas fontes não eram economicamente viáveis, mas que hoje não
têm mais sentido, haja vista a relevância que apresentam nos leilões e no mercado de
energia.
Na CDE de 2022 podemos observar que, para a CCC (Conta de Consumo de
Combustíveis), que é a rubrica para subsidiar os custos anuais com geração térmica em
sistemas isolados, estão destinados R$ 11,96 bilhões. Certamente que a explicação é o
aumento no preço do diesel e do gás natural, que são os combustíveis que abastecem as
usinas térmicas na Amazônia. A retirada desse subsídio é pouco animadora, haja vista que a
interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN) ainda segue sem definição,
com o impedimento da passagem da linha de transmissão por terras indígenas.

Os subsídios para o Mercado Livre e para a GD (geração distribuída) são de 11,05
bilhões, através dos descontos na TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) e da
TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição), respectivamente de R$ 1,75 bilhões e de
R$ 9,3 bilhões. Esse subsídio na TUSD para a geração distribuída (basicamente para os
painéis solares fotovoltaicos), para quem estiver ligado até 5 de janeiro de 2023, foi
prorrogado para 2045 e, somente a partir de 2025, começará uma sistemática redução da
“corrida do ouro” até 2029, quando passará o uso do fio da distribuidora também a ser pago
integralmente por quem vier a se conectar ao sistema.
O subsídio para a tarifa social passou de R$ 3,6 bilhões no ano passado para R$ 5,4
bilhões, já que houve uma inclusão sistemática dos habilitados no Cadastro Único do
Governo Federal ou aqueles contemplados com o Benefício de Prestação Continuada da
Assistência Social.
O “guarda-chuva” da CDE também abriga outros subsídios, como é o caso do carvão
mineral, do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia) e do
Programa de Universalização de Energia e de Eletrificação Rural.
Neste ano eleitoral, o alerta para o custo alto das tarifas de energia elétrica,
juntamente com os combustíveis e o gás de cozinha, finalmente chegou no Congresso
Nacional, pois é de lá que são aprovadas as leis que determinam como a ANEEL (Agência
Nacional de Energia Elétrica) deve agir para calcular quanto o consumidor vai pagar pelo
seu uso. Além dos subsídios, incidem na conta de luz o PIS/COFINS pelo lado federal, o
ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) pelo lado estadual e ainda tem
a COSIP (Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública) na esfera
municipal.
O STF (Supremo Tribunal Federal) já havia decidido pela inconstitucionalidade da
incidência do ICMS sobre o PIS/COFINS, pois é um imposto cobrado sobre impostos.
Retrocedendo cinco anos foi calculado que os consumidores pagaram R$ 60 bilhões a mais,
sendo que R$ 12 bilhões já foram utilizados pela ANEEL para a redução nas tarifas,
faltando ainda R$ 48 bilhões que devem servir para a mesma finalidade.
O STF também considerou que combustíveis, gás natural, energia elétrica,
comunicações e transporte coletivo são bens e serviços essenciais e indispensáveis, cuja
incidência da alíquota do ICMS não pode ser superior a 17%. Não podendo ser tratados
como supérfluos, o Congresso Nacional votou e o presidente Jair Bolsonaro sancionou a Lei
Complementar nº 194. Assim, foram alteradas, a Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966
(Código Tributário Nacional) e a Lei Complementar nº 87, de 13 de setembro de 1996 (Lei
Kandir). Foram também alteradas as Leis Complementares nº 192, de 11 de março de 2022
e a de nº 159, de 19 de maio de 2017.
Encontra-se em tramitação no Congresso Nacional o PL 414/2021, considerado o da
modernização do setor, e a maioria dos agentes querem pressa na sua aprovação porque
define um cronograma de abertura do mercado. Todos os consumidores de alta tensão
estariam livres em 2026 e os de baixa tensão em 2030. Entretanto, existem várias questões
que devem ser exaustivamente discutidas, dentre elas os subsídios, para que a modernização
não venha beneficiar uma minoria causando prejuízo à maioria dos consumidores,
especialmente aqueles do mercado regulado, ou seja, cativo das distribuidoras. Os subsídios
ainda necessários, devem ser concedidos como políticas públicas e, consequentemente,
custeados por recursos da União, via impostos, e não pelo consumidor de energia elétrica,
via tarifas.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

VENTOS DO MAR

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Percebendo que é possível potencializar a produção de energia limpa em larga escala,
o GWEC (Conselho Global de Energia Eólica) propôs à IRENA (Agência Internacional para as
Energias Renováveis) uma meta de 308 GW de projetos até 2030 em todo o mundo. Muitos
países estão revendo suas contribuições porque concluíram que vão precisar de mais
energia renovável para que seus objetivos possam ser atendidos e que a eólica é uma das
poucas fontes com escala disponível. Neste ano o trabalho será intenso, com governos
reexaminando seus compromissos já em preparação para a COP 27, que será realizada em
2023, no Egito. Existem 25 países que querem acelerar o uso da fonte eólica, insistindo
muito para que se tenha a certeza que declarações, intenções e metas sejam cumpridas. A
temática da energia eólica como solução para a emergência climática passa tanto pelas
instalações offshore, como para as possibilidades de produção do hidrogênio verde.
Em abril de 2020, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) publicou o Roas Map Eólico
Offshore – Perspectivas, os caminhos para a energia eólica marítima. Esse estudo
considerou torres com 100m de altura e para velocidade dos ventos acima de 7 m/s foi
identificado um potencial de 697 GW, sendo que 276 GW seriam instalados em
profundidades até 20m e 421 GW para profundidades entre 20m e 50m. Pelas suas
características, o Brasil é muito favorável para instalação e operação de empreendimentos
offshore. Temos 7.367 km de costa, jurisdição de espaço marítimo de 3,5 milhões de km2,
uma plataforma continental extensa com águas rasas ao longo do litoral e a incidência de
ventos alísios de intensidade e direção constantes na Região Nordeste. Temos, pelo menos,
três grandes “bacias” de ventos estrategicamente localizados e um fator importante para
essa indústria é a experiência brasileira com o setor de petróleo e gás em águas profundas.
Em nossa Região encontra-se uma delas, na faixa que fica entre São Luiz (MA) e João
Pessoa (PB). Uma outra entre Vila Velha (ES) e o Sul do Rio de Janeiro. Mais uma situada ao
Sul do país, que vai de Florianópolis até o Uruguai. Certamente que a eólica offshore
também vai ao encontro da possibilidade de produção de hidrogênio verde, características
essas que podem ajudar o Brasil a reduzir os custos e se tornar um país líder nesse
segmento. Um estudo do Banco Mundial identificou um volume teoricamente avaliado de
1,2 TW de potencial técnico. A eólica offshore ainda não é competitiva frente às outras
opções para as necessidades da oferta de geração, razão pela qual é muito importante ficar
atento ao Plano Decenal de Energia 2030 (PDE 2030) e ao Plano Nacional de Energia 2050
(PNE 2050).
Assinado pelo presidente Bolsonaro, foi publicado o Decreto nº 10.946/2022 com as
diretrizes básicas para os projetos eólicos offshore no Brasil. Mesmo sem eliminar as
incertezas para o investidor, agregou segurança jurídica ao tema e foi bem avaliado pelo
setor. No texto, é tratada a cessão de uso de espaços físicos e o aproveitamento dos
recursos naturais para essa modalidade de geração de energia elétrica através de
empreendimentos offshore. Ele se aplica a águas interiores de domínio da União, mar
territorial, zona econômica exclusiva e plataforma continental e entra em vigor no dia 15 de
junho de 2022, ou seja, 180 dias após a data da sua publicação, prazo igual para o MME
(Ministério de Minas e Energia) editar normas complementares. O decreto é resultado de

encontros e discussões que houveram entre o MME, os ministérios envolvidos com o tema,
o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e
organizações nacionais e internacionais. As questões que estão em foco estão relacionadas
à implantação e ao modelo de concessão e visa preencher a lacuna que foi identificada por
instituições públicas, empreendedores, especialistas e organizações da não existência de
um marco regulatório para a exploração do potencial brasileiro.
Para a cessão de uso de áreas em águas interiores, no mar territorial, os
procedimentos serão divididos entre a Secretaria de Coordenação e Governança do
Patrimônio da União (SPU) do Ministério da Economia e o Ministério de Minas e Energia,
para que seja atendida o que determina a Lei nº 9.636, de 15 de maio de 1998. Tratando-se
de bens públicos da União com múltiplos interessados, o regulamento obedece às
disposições da Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar, que foi promulgada
pelo Decreto nº 1.530/1995. A cessão de uso poderá ser concedida através de 2
procedimentos: um deles é a Cessão Planejada, que consiste na oferta a eventuais
interessados de prismas previamente delimitados pelo MME; o outro é a Cessão
Independente, que envolve a cessão de prismas requeridos por iniciativa dos interessados
que já os estão explorando.
A critério do MME, o decreto possibilita a realização de leilões específicos para essa
fonte quando tiver um indicativo no planejamento setorial da EPE, quando forem
observados os critérios de focalização e de eficiência. A autorização dos estudos para a
identificação do potencial de geração deverá ser dada pela ANEEL (Agência Nacional de
Energia Elétrica), que poderá receber do MME as competências para firmar os contratos de
cessão de uso e para realizar os atos necessários à sua formalização.
A perspectiva, ainda incerta, é que somente a partir de 2030 teríamos os primeiros
projetos em operação, estando o preço de referência atual em R$ 100/MWh. Existem ainda
uma série de incertezas, sendo uma delas o tamanho do mercado, haja vista que essas
instalações offshore só são viáveis se forem de grande porte, ou seja, vultosos
investimentos. Não seria o caso de começar pelo mercado livre porque altos investimentos
precisam de contratos de longo prazo. Pensa-se num leilão A-7 para a fonte, inclusive por
meio da contratação de energia de reserva. Outra grande dificuldade é a falta de
perspectivas de conexão desses parques com o continente, descartando-se a concessão de
subsídios. Vale salientar que essas instalações, sendo no mar, requer uma estrutura
portuária especial e uma grande área industrial próxima para apoio e acondicionamento de
materiais e equipamentos.
Dos 23 processos de licenciamento que estão no IBAMA, deverão ser instalados 3.486
aerogeradores totalizando 46.631 MW: no Ceará, 7 projetos: Caucaia, Camocim, Jangada,
Dragão do Mar, Alpha, Costa Nordeste e Asa Branca I; no Espírito Santo, 3 projetos; Votu
Winds o maior deles; no Piauí, 2 parques; O Vento Tupi e o Palmas do Mar. No Rio de
Janeiro, 7 parque): O Ventos do Atlântico é o maior, o parque Aracatu, Bromélia e o
Quaresmeira. No Rio Grande do Norte, 7 parques: Pedra Grande, Maral, Alísios Potiguares,
Ventos Potiguar e Cattleya. No Rio Grande do Sul, 5 projetos: Três deles são da Geradora
Eólica Brigadeiro e dois da Bluefloat Energy. O maior é o Ventos do Sul, da OW Offshore,

com 482 turbinas instaladas a 21 km da costa com potência de 6,5 GW, sendo, por
enquanto, o maior do Brasil.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

CHOQUE NO BOLSO

Geoberto Espírito Santo

GES Consultoria, Engenharia e Serviços

No Brasil, temos dois ambientes de contratação da energia elétrica: o ACR (Ambiente de Contratação Regulado) e o ACL (Ambiente de Contratação Livre). No ACR estão os consumidores das distribuidoras de energia, que pagam tarifas definidas pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). Não cabe aqui aquela velha discussão, para mim já superada, entre empresa pública e privada, entre estatização e privatização. As regras traçadas pela ANEEL devem ser obedecidas por todos, independentemente de quem sejam seus acionistas. Lucro maior, menor, ou prejuízo, depende da gestão das empresas. Normalmente, essas regras são definidas depois de serem submetidas à Análise de Impacto Regulatório (AIR), Consultas Públicas (CP) e Audiências Públicas (AP).

No ACL, temos duas modalidades de consumidor: a) livres, aqueles com demanda mínima contratada de 1.000 kW e podem ser supridos por qualquer fonte geradora; b) especiais, aqueles com demanda contratada entre 500 kW e 1.000 kW, mas só podem ser supridos por fontes renováveis. Os preços são negociados livremente entre geradores, comercializadores e consumidores, sem a interferência do Poder Concedente. O controle e liquidações da comercialização de energia elétrica é feito pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) e o suprimento pelas mesmas instalações utilizadas pelos consumidores do mercado regulado, também conhecidos como cativo.

O ACR tem hoje 89 milhões de consumidores e o ACL em torno de 10.000 unidades de consumo, esses já representando 35% do nosso mercado de energia elétrica. A grande tendência é que todos os consumidores sejam livres em 2030, escolhendo qual a comercializadora que vai fornecer energia. A distribuidora, como a conhecemos atualmente, funcionará como supridora de última instância, ou seja, oferecendo o serviço através da sua rede de distribuição e subestações transformadoras. Poderemos ter uma portabilidade parecida com a que vemos atualmente na telefonia, pois assim já funciona em vários países.

As agências reguladoras existem há mais de 100 anos nos Estados Unidos. A ANEEL foi instituída em 1996 para ser a reguladora do mercado, ponto de equilíbrio de possíveis conflitos entre o capital privado e o estatal, que começavam a conviver em ambiente de competição. No setor elétrico, o investimento estatal já perdia fôlego, também pela necessidade desses recursos serem utilizados nas áreas sociais desse país de desigualdades gritantes. A Eletrobras, por exemplo, que outrora investia anualmente entre R$ 12 bilhões e R$ 14 bilhões, sua capacidade financeira caiu em média para R$ 3 bilhões, vindo assim, paulatinamente, perdendo mercado e daí a decisão de privatizar. Na concepção de uma Agência Reguladora, órgão de Estado, diretores portadores de mandatos que não podem ser demitidos pelo governo de plantão, com independência financeira, administrativa e quadro de profissionais tecnicamente preparados e bem remunerados porque não pode ser capturada, nem pelo governo, nem pelos empresários, nem pelos consumidores.

Especialistas do setor de energia do Instituto Clima e Sociedade (iCS) e do Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor (IDEC) fizeram um alerta ao próximo governo, que deverá ser pressionado pelo aumento nas tarifas de energia elétrica. Essa verificação foi feita após as contratações para garantir o suprimento de energia elétrica durante a crise hídrica e passaram a defender uma revisão no setor para encontrar soluções estruturais para contas tão caras. Além dos custos normais com a geração, transmissão e distribuição da energia elétrica, as recentes decisões do governo para enfrentar a crise hídrica beiram os R$ 140 bilhões a serem pagos pelos consumidor ao longo de vários anos, que certamente vão pressionar a conta de luz porque tem empréstimos bancários e juros num cenário de inflação com dois dígitos. 

O IDEC defende uma mudança de como é feito o pagamento da inadimplência nas contas de luz. Hoje, as distribuidoras dividem os custos das contas que não foram pagas pelos inadimplentes para os demais consumidores, com exceção daqueles que pagam a Tarifa Social. Dados da ANEEL mostram que o residencial de baixa renda é a classe que acumula um maior nível de inadimplência, pois no ano passado chegou a 39,41% das famílias que deixaram de pagar a conta pelo menos em um mês.

Quanto menor for a renda familiar, maior será o gasto proporcional que é utilizado para pagar as contas de luz e gás. Pesquisa realizada por Paula Bezerra, economista e doutora em Planejamento Energético da COPPE/UFRJ, para cada 10 brasileiros, 4 usam pelo menos 50% da sua renda para pagar energia, sendo atualmente o botijão de gás o seu maior vilão. Outra constatação foi que “os 10% mais ricos consomem duas vezes e meia mais eletricidade do que os 10% mais pobres, mas a renda deles é 44 vezes maior. A conta de luz, portanto, não fura o bolso das parcelas mais ricas da sociedade. As agências internacionais consideram uma pessoa “energeticamente pobre” aquela que precisa gastar mais de 10% da sua renda para saldar compromissos com energia, fato que aconteceu em 2018 com mais de um quinto da população brasileira.

A tarifa de energia elétrica no Brasil é a 2ª mais cara do mundo, quando utilizamos a PPC (Paridade do Poder de Compra). O consumidor de energia elétrica que paga tarifa reclama com razão mas precisa ser informado que está pagando os subsídios para o mercado livre, geração distribuída com painéis solares e desconto de 65% para a baixa renda. Isso sem contar com as mazelas do setor, que é um assunto de maior profundidade. As respostas são sempre dadas em meias verdades, com cada segmento interessado mostrando apenas o lado da questão que lhe interessa. Certamente que a precificação da energia é um problema mundial e, é claro, que não pode ser resolvida apenas com a transferência de renda, precisando, realmente, de uma medida econômica e de ajustes no modelo.

Não sou contra o mercado livre, a geração distribuída, muito menos o uso das fontes solares e eólicas para a geração de energia elétrica: só não quero pagar uma conta mais cara para os outros “economizarem”. Para uma necessária “transição energética” está sendo feita uma “substituição energética”, na velocidade dos negócios, cheia de subsídios, gerando inflação, rompimento de contratos e perda de empregos. Por incrível que pareça, depois de todo esse investimento em renováveis, que já tem uma dívida global sustentável de US$ 4 trilhões, o mundo contínua a depender dos combustíveis fósseis, mais precisamente do carvão e do gás natural, combustíveis que podem gerar eletricidade durante 24 h/dia.

Todas as fontes de energia têm seus atributos, possuem vantagens e desvantagens no seu uso e cada país deve planejar seu sistema elétrico levando em conta os vários ângulos da questão energética: entre o físico e o antropológico; entre o social e o econômico e entre o técnico e o sistema de poder. As políticas públicas não podem ser guiadas apenas com o foco nos gases de efeito estufa. Estamos falando de recursos naturais e humanos, disponibilidade, tecnologia, modelo de sociedade, preços e geopolítica. Nossa matriz elétrica já é composta de 83% de fontes renováveis e não nos interessa modelos importados que não atendam aos interesses da sociedade brasileira.

NOVA ESTATAL

Geoberto Espírito Santo

Personal Energy da GES Consultoria, Engenharia e Serviços S.A.

L

“Gerenciamento é substituir músculos por pensamentos, folclore e superstição por conhecimento,

e força por cooperação.” (Peter Drucker)

          Com a desestatização da Eletrobras em curso, ficou necessária a criação de uma nova empresa estatal para que a União continue com o gerenciamento e o controle das empresas públicas que atuam com energia nuclear, um monopólio e setor estratégico em que o país, constitucionalmente, não pode ser administrado pela iniciativa privada. Será também o braço da administração pública federal responsável pelos serviços de eletricidade da Itaipu Binacional, que é regida por um tratado internacional firmado entre o Brasil e o Paraguai, para o aproveitamento dos recursos hídricos do Rio Paraná.

          O governo publicou o Decreto 10.791 criando a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBpar), prevista na Lei nº 14.182/21, que tratou da desestatização da Eletrobras e estabeleceu regras para esse processo. Será uma empresa pública vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME) e deverá ser organizada sob a forma de sociedade anônima com sua sede será em Brasília, Distrito Federal.

          Além das atribuições nucleares e binacionais acima citadas, ainda ficarão a cargo da ENBpar as seguintes atividades: a) a gestão dos contratos de financiamento que utilizam os recursos da Reserva Global de Reversão (RGR) que foram assinados até 16 de novembro de 2016 (reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica); b) a administração dos bens da União sob gerência da Eletrobras; c) a administração da conta corrente do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL); d) a gestão dos contratos de comercialização da energia gerada pelos empreendimentos contratados no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA); e) a gestão da universalização de energia (Programa Luz para Todos e Mais Luz para a Amazônia). Existe ainda uma perspectiva que a ENBPar assuma a gestão do Centro de Pesquisas em Energia Elétrica (CEPEL).

          Contando com as fatias do BNDES e do BNDESPar, a União tem hoje 61,77% de participação no capital da Eletrobras. Na realidade, o que será feita é uma descapitalização, na qual a União vai ficar ainda com 40,84% do capital, perdendo assim a maioria das ações que ficará nas mãos de parceiros privados. A previsão é que o processo de descapitalização comece em março/22, após parecer do TCU (Tribunal de Contas da União), com uma emissão primária que levantaria entre R$ 22 bilhões e R$ 26,7 bilhões, considerando um cenário em que o preço unitário das ações variando entre R$ 32,57 e R$ 55,00. Em seguida viria uma operação de emissão secundária, quando seria dado uma espécie de ajuste fino, para que o governo possa atingir os objetivos pretendidos, quando poderão ser levantados R$ 8,4 bilhões com o preço por ação de R$ 55,00. A capitalização da Eletrobras ainda prevê uma oferta de 10% das ações para os empregados da estatal, a aquisição de ações por meio do FGTS (Fundo de Garantia por Tempo de Serviço) no valor mínimo de R$ 200,00 e uma compra mínima de R$ 1.000,00 no varejo.

          Para que a ENBPar possa ficar com o controle da Itaipu Binacional, terá que pagar R$ 1,21 bilhão à Eletrobras, valor ainda não definido, haja vista que o valor da companhia para 2022 ainda não foi apurado, que deverá ser pago em 240 meses, podendo ser quitado a qualquer tempo. Para o caso da Eletronuclear, a ENBPar deverá fazer um aporte de R$ 3,5 bilhões à Eletrobras para a diluição da sua participação. Está previsto que a Eletronuclear ainda vai receber R$ 1,4 bilhão de aportes da Eletrobras, mais R$ 2,7 bilhões como créditos de dividendos vencidos e ainda R$ 2,1 bilhões a título de adiantamento para aumento futuros de capital (AFAC), haja vista que a Eletrobras ainda participará na captação de recursos a serem direcionados para a conclusão de Angra 3. Na composição acionária final, a ENBPar passaria a deter 64,10% das ações ordinárias da Eletronuclear, ficando os 35,90% restantes como a parte da Eletrobras.

          Nesse dia 05 de janeiro houve uma Audiência Pública do BNDES (Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social), quando ficou entendido que o processo de privatização da Eletrobras não terá caráter essencialmente arrecadatório, pois dos R$ 67 bilhões previstos com as novas outorgas de geração, apenas uns R$ 25 bilhões irão para o Tesouro Nacional. Na oferta secundária de ações poderão ser arrecadados R$ 75 bilhões, que nesse caso aumentaria para R$ 100 bilhões o valor que iria para os cofres da União. O benefício para o consumidor será de R$ 32 bilhões que vão ser alocados na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) e rateados para reduzir tarifas de energia elétrica.

          O governo espera que nas outorgas dos novos contratos de concessão das hidrelétricas da Eletrobras, que hoje funcionam com o regime de cotas desde a MP 579/2012, sejam arrecadados R$ 67 bilhões e que em torno de R$ 10 bilhões são para investimento em projetos de revitalização de bacias hidrográficas e de redução estrutural dos custos de geração na região Norte que atualmente é atendida com óleo diesel.

          O debate para a venda da Eletrobras começou em 2002 e foi suspenso. Segundo cálculo estimativo feito pela Secretaria Especial de Desestatização, Desinvestimento e Mercado, a União deixou de ganhar R$ 352 bilhões, caso a privatização tivesse ocorrido naquela época. Esse montante tem origem no valor do patrimônio líquido há 20 anos, atualizado ano a ano pela taxa Selic, sendo descontado os pagamentos de dividendos e capitalizações. Em dezembro, a Eletrobras possuía um valor de mercado de R$ 52 bilhões. O objetivo da capitalização é o da recuperação da capacidade de investimentos e para beneficiar consumidores porque parte desses recursos estão destinados à modicidade tarifária. Desde 2017, a Eletrobras tem um investimento médio anual de R$ 3 bilhões, ou seja, um volume de recursos muito aquém do que realmente poderia investir. O Plano Diretor da Eletrobras apresenta dois cenários para investimento: caso a capitalização ocorra, a empresa deve investir R$ 12 bilhões por ano até 2035; se não ocorrer, esse valor cai para R$ 6 bilhões.

          Nesta semana, o presidente Jair Bolsonaro concretizou a criação da ENBPar indicando como presidente da empresa Ney Zanella dos Santos, um almirante da Marinha que atualmente é assessor especial de gestão estratégica do Ministério de Minas e Energia e é o presidente do Conselho de Administração da NUCLEP (Nuclebrás Equipamentos Pesados S.A.), estatal vinculada ao MME. O ministro Bento Albuquerque também é almirante e oriundo do setor nuclear. Em seu primeiro pronunciamento, Zanella afirmou que a nova estatal não será dependente do Tesouro Nacional e que suas principais fontes de receita serão as vendas de energia a serem geradas pelas usinas nucleares da Eletronuclear e por Itaipu Binacional.

Geoberto Espírito Santo

Personal Energy da GES Consultoria, Engenharia e Serviços S.A.

O supremo imposto

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

“Todo imposto é ruim, por isso chama-se imposto, senão se chamaria voluntário.”

(Fernando Henrique Cardoso)

Com a fatura de energia elétrica nas mãos, podemos visualizar que é composta, em
média, das seguintes parcelas: Geração (34,5%); Transmissão (6,5%); Distribuição (20,3%);
Encargos (7,7%); PIS/COFINS (9,2%) e ICMS (21,8%). Isso sem falar nas bandeiras tarifárias,
custo que varia em função do uso das térmicas, e de 11% da COSIP (Contribuição para o
Custeio da Iluminação Pública), instituída pela Emenda Constitucional nº 39, de
19/12/2.002, de características inovadoras porque na realidade é um tributo com o nome
de contribuição.
A parcela de impostos e encargos sempre foi muito criticada nas contas de energia
elétrica, em algumas distribuidoras chegando a representar 47% quando se usa a bandeira
tarifária vermelha patamar 2. Dentre esses impostos está o ICMS (Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Serviços) e que recentemente foi alvo de alegação do presidente Jair
Bolsonaro sobre o seu peso do preço dos combustíveis. É certo que em muitos estados o
ICMS joga os preços para cima, mas pouco deles elevou a alíquota nos últimos tempos. A
questão é que, mesmo não mexendo no percentual do imposto, a arrecadação do mesmo
cresce porque com o aumento dos custos dos produtos o mesmo percentual vai fazer um
recolhimento maior. Além do mais, cresce em duas situações porque aumenta sobre o
custo do produto e, como passa a fazer parte do mesmo, aumenta também quando a
alíquota é aplicada sobre ele mesmo, ou seja, é o conhecido “cálculo por dentro”.
Tendo uma amplitude de 99% sobre os lares brasileiros, pois quase todos foram
beneficiários da universalização da energia elétrica, as distribuidoras são de grande
eficiência arrecadatória para os estados porque se o consumidor não pagar, o fornecimento
é cortado. Por outro lado, mesmo que o consumidor não pague a conta de luz, os estados
exigem que as distribuidoras recolham o imposto, mesmo não tendo sido arrecadado,
porque consideram que a conta de luz é uma Nota Fiscal e, sendo emitida, o imposto já é
devido.
Objetivando a redução dos custos com a energia elétrica, a ANEEL (Agência Nacional
de Energia Elétrica) decidiu recentemente antecipar a devolução de parte dos créditos de
PIS/COFINS, limitados a 20% da soma de valores envolvidos nas disputas judiciais. Pouco
tempo atrás, o STF (Supremo Tribunal Federal) decidiu que o ICMS não pode incidir sobre o
PIS/COFINS, situação em que se pagava um imposto sobre outro imposto. Segundo a
Agência, esse é um montante da ordem de R$ 50 bilhões e deverá ser repassado em cinco
anos para aliviar um pouco o bolso do consumidor de energia elétrica.
Outra importante decisão do STF também ocorreu em relação à cobrança do ICMS na
energia. O imposto era aplicado sobre a demanda contratada de energia elétrica e a decisão
é que deve ser aplicado sobre a demanda registrada. Comparativamente, imaginem que se
cobrava um imposto pela estrada e não pela mercadoria e o serviço que por ela se
movimentava.
Agora, o STF (Supremo Tribunal Federal) considerou inconstitucional a adoção do
princípio de seletividade para a cobrança de alíquotas do ICMS para as tarifas de energia

elétrica e de serviços de telecomunicações. Apesar de não alterar as legislações estaduais, a
decisão pode ser replicada em outros processos semelhantes, utilizando-se o princípio da
jurisprudência. Desde 1996 estava no STF uma ação movida pelas Lojas Americanas contra
o governo de Santa Catarina, que estabeleceu uma alíquota de 25% para os serviços de
eletricidade e de telecomunicações, quando a média em outros produtos é de 17%. O
relator desse processo era o ministro Marco Aurélio, agora aposentado, que em 2014 já
havia decidido em seu voto e do ministro Gilmar Mendes que, em outubro do ano passado,
devolveu o processo para inclusão na pauta de julgamento.
A votação em Plenário se deu no dia 22/11/2021 e, por 8 votos a 3, com o
entendimento que a tributação vai variar para cima e para baixo em função da
essencialidade da mercadoria, dando margem para que bebidas alcoólicas e cigarros, por
exemplo, podem ser afetados por alíquotas mais elevadas, mas para os serviços de
eletricidade e telecomunicações devem variar entre 17% e 20%. Em São Paulo aplica-se
uma alíquota de 12% para o consumo residencial de até 200 kWh/mês e de 25% para
consumos superiores a 200 kWh/mês. Para os segmentos comercial, industrial, serviços e
poder público, a alíquota é de 18%. No Rio de Janeiro é cobrado 20% para os consumidores
de baixa renda e consumo até 300 kWh/mês; de 300 kWh/mês até 450 kWh/mês a alíquota
é de 31% e acima desse consumo cobra-se 32% de imposto. No Tocantins a alíquota
aplicada é de 17%. Em Alagoas, o residencial com consumo mensal até 30 kWh está isento;
na faixa de 31 kWh à 150 kWh tem uma alíquota de 17%; acima de 150 kWh de consumo
mensal paga 27% de ICMS; o comercial até 150 kWh tem uma alíquota de 17%; acima de
150 kWh/mês de consumo, é 27%; e as demais classes tem uma alíquota de 17%. Mas,
como é feito o “cálculo por dentro”, quando o imposto é calculado com ele já fazendo parte
do produto, o 17% vira 20,48% e o 27% vira 36,98%. Calcula-se que a perda para os estados
está na ordem de R$ 26,7 bilhões em arrecadação, que na realidade não é perda total
porque o consumidor vai utilizar essa economia na energia para pagar imposto em outro
tipo de produto que vai adquirir.
Esse tema surge num horizonte de muito debate sobre o alto custo das tarifas de
energia elétrica e dos preços dos combustíveis. No caso da eletricidade, a crise hídrica fez
com que fossem colocadas em operação um elevado despacho de geração térmica. Foi
criada e aplicada uma bandeira de escassez hídrica, com valores maiores do que as
anteriormente aprovadas, com reflexo no custo final da energia elétrica, o que certamente
também aumentou a arrecadação do ICMS pelos estados. Para 2022 a ANEEL já sinalizou
que os aumentos médios das tarifas estão na ordem de 21% e, no caso dos combustíveis, a
influência dos preços internacionais do petróleo e alta cotação do dólar certamente farão a
Petrobras, principal produtora de gasolina e de óleo diesel, elevar os preços nas refinarias.
Como na maioria dos estados os pequenos consumidores são, praticamente, isentos
de ICMS, a decisão do STF vai beneficiar as empresas e as residências de consumo mais alto.
A decisão superior ainda não tem data para vigorar porque depende ainda de outros fatores
como os julgamentos de ações com o mesmo objetivo, ações individuais ou mesmo de Ação
Direta de Inconstitucionalidade (ADI). Vão chover processos e muitas empresas já entraram
com ações que buscam reaver os pagamentos dessas cobranças inconstitucionais nos
últimos cinco anos. Espera-se também que as empresas que costumam repassar a alta de

impostos para os preços dos seus produtos, venham também a reduzi-los por conta do
imposto menor.
Geoberto Espírito
Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

SANTO DA CRISE HÍDRICA

por Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Já enfrentei dois racionamentos de energia elétrica e espero que o terceiro não aconteça. Praticamente descartado neste ano, em função de uma pequena melhora nas afluências em outubro e pela retração da economia, razões pelas quais o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) até suspendeu o programa de Redução Voluntária de Demanda (RVD), que foi endereçado a um corte de carga nas indústrias. Entretanto, vamos continuar atentos nas afluências do período úmido, de novembro/21 a abril/22, para uma avaliação mais embasada sobre o que poderá acontecer em 2022.

Em 1987/1988 um racionamento no Nordeste, por chuvas insuficientes para recompor os reservatórios e, pela inexistência de linhas de transmissão, não era possível receber energia de outros subsistemas. Outro em 2001/2002, quando não havia potência suficiente para sustentar o consumo na hora da ponta do sistema brasileiro. Em 2021, muito se tem dito que é a pior seca de uma série histórica de 91 anos de registro, mas essa realidade cabe nos níveis dos reservatórios da Região Sudeste/Centro-Oeste, mais precisamente na Região Hidrográfica do Paraná, onde está localizado 70% do nosso armazenamento para atender ao maior mercado consumidor brasileiro. Em 2014 tivemos um problema de racionamento de água em São Paulo, mas não chegou a afetar o regular desempenho do SIN (Sistema Interligado Nacional).

Historicamente, as agruras da seca está no Nordeste e o seu maior reservatório é o da hidrelétrica de Sobradinho, na Bahia, pertencente a CHESF, com um espelho d´água de 4,2 mil km2, sendo o maior do Brasil em área alagada. Em volume, é capaz de acumular 34 bilhões de m3 de água, perdendo apenas para a capacidade de Serra da Mesa, no Tocantins, que, por ter uma calha mais profunda, pode armazenar 43 bilhões de m3. Considerada a “caixa d´água” do Rio São Francisco, a reservatório de Sobradinho alimenta uma série de usinas da CHESF, que começa na Luiz Gonzaga (antiga Moxotó), Paulo Afonso I, II, III, IV até chegar em Xingó, quando suas águas vão ao encontro do mar.

No lago da barragem de Sobradinho também encontra-se uma usina solar flutuante, com 3.792 módulos fotovoltaicos ocupando uma área de 11 mil m2, que está fixada ao fundo do reservatório por cabos, capaz de gerar 1 MWp de energia. Essa é a primeira parte de um projeto de 2,5 MWp, no qual serão investidos R$ 56 milhões.

Há cinco anos, Sobradinho estava com apenas 3% de água, quando o Rio São Francisco, em sua pior seca, atingia a um nível mínimo inédito, liberou por suas comportas apenas 700 m3/segundo, afetando não a só a navegação como até mesmo o abastecimento humano. Hoje está com 38% do seu volume total, razão pela qual o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), seguindo as deliberações da CREG (Câmara de Regras Excepcionais de Gestão Hidroenergética) e do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico), determinou fazer uso de parte dessa água para ampliar a vazão rio abaixo e poder produzir mais energia. Recentemente, o volume de água que passou por Sobradinho foi elevado de 1.300 m3/s para 1.600 m3/s, podendo chegar nesses meses de novembro e dezembro a 2.500 m3/s.

Castigado pelos sucessivos anos de seca e pelas captações irregulares ao longo de suas margens, o São Francisco é, atualmente, um dos principais aliados do Brasil no combate ao risco de mais um racionamento de energia. A atual condição das linhas de transmissão que interligam os submercados regionais, faz com que o Nordeste transmita para o Sudeste, além dessa produção hidrelétrica adicional, a energia das eólicas e solares, abundantes na Região, fazendo com que o São Francisco possa ser chamado de o “santo da crise hídrica” atual.

TRÊS MEDIDAS

Geoberto Espírito Santo

GES Consultoria, Engenharia e Serviços

“Pensar é o trabalho mais difícil que existe. Talvez por isso tão poucos se dediquem a ele.” (Henry Ford)

          Começo fazendo a pergunta se a atual crise hídrica é cíclica ou se é produto de uma mudança de regime pluviométrico de longo prazo. Fazendo a ressalva que não sou negacionista, coloco em dúvida a segunda opção porque tivemos um racionamento de energia elétrica no Nordeste em 1978/1979, um no Brasil em 2001 e agora a ameaça de outro em 2021. Nosso sistema é planejado com um risco de déficit de 5%, ou seja, um risco de um racionamento a cada 20 anos. É um ciclo que se repete, muito embora a hidrologia não possa ser totalmente responsabilizada por essas três ocorrências de falta de produto.

          Essa não é a pior crise hidrológica na maioria dos reservatórios do país, mas sim na Região Sudeste, que tem 70% da capacidade de armazenamento para geração de energia elétrica e muito especificamente na Região Hidrográfica do Paraná. Vale lembrar que, em 2014, houve uma crise hídrica na cidade de São Paulo, quando a queda média das afluências foi de 25%, tendo se recuperado nos anos seguintes. Segundo a ANA (Agência Nacional de Água e Saneamento Básico), não é um caso de falta de água para o consumo humano, mas, para os usos não consultivos, com impactos na vida nacional que ocorreram por conta da paralização da hidrovia Tietê-Paraná, na área de turismo e lazer, além da geração de energia. O conceito de uso múltiplo dos rios sempre vai ser conflituoso, mas a prioridade para o uso da água deve ser sempre para aquilo que for de maior relevância para o país como um todo e, no balanço das relevâncias, na atual conjuntura, a prioridade é a geração de energia elétrica.

          O modelo do setor elétrico é construído na contratação de garantia física, ou seja, quanto da potência instalada de uma fonte vai, realmente, gerar energia elétrica. Uma hidrelétrica, geralmente, tem uma concessão de 30 anos e, é claro, que uma garantia física contratada considerando um determinado volume de água deve ser revista quando muda a hidraulicidade. Normalmente, deve ser revisto entre 4 ou 5 anos e o investidor remunerado na garantia física que não pode mais entregar por causa de condições que não são de sua responsabilidade. Outra questão que envolve diretamente o cálculo da garantia física é a água que é retirada para irrigação, indústria, consumo humano e animal, sem registro, sem controle, inclusive utilizando energia incentivada, que, se feita a montante da usina, vai diminuir a água turbinável e reduzir a GSF (Garantia Física do Sistema).

          É bom lembrar que térmicas de ciclo aberto consomem muita água para resfriar as máquinas, sem retorno, e um exemplo sempre citado é o das usinas do Complexo Portuário de Pecém, no Ceará, autorizada a captar um volume diário de 70 milhões de m3 do Castanhão, que daria para abastecer uma cidade de 600 mil habitantes. A inserção de fontes intermitentes, como eólica e solar, sejam endereçadas para o mercado regulado, mercado livre e/ou geração distribuída, que funcionam apenas 8 horas, sem baterias para acumulação, as 16 horas restantes do dia vão ser abastecidas por hidrelétricas ou por térmicas. Existem outros argumentos muito mais técnicos, certamente imperceptíveis para o grande público, fazem com que o Brasil tenha 175 GW instalados em sua matriz elétrica para atender a uma demanda de 70 GWmédios, investimento adicional que é repassado para o consumidor via tarifa, a 2ª mais alta do mundo.

Nem parece que estamos com dificuldades para o atendimento da demanda de energia elétrica no curto prazo. Com grande dependência da hidroeletricidade para funcionar como lastro do sistema, para assegurar um modelo 24 x 7 (24 horas por dia nos 7 dias da semana), a aposta em São Pedro não deu certo e a expectativa da volta das chuvas no Sudeste é para início de novembro. Recentemente houve uma pequena melhoria na ENA (Energia Natural Afluente), mas até lá a capacidade de armazenamento total pode chegar entre 10% e 15%, o que significa uma dificuldade operacional muito grande para manter o sistema em pé. O governo adota a postura de não fazer alarde e a população não está nem aí para a economia de energia, pois afinal de contas está saindo de uma pandemia e quer mesmo é tirar a diferença do que não pode fazer por mais de uma ano.

          Na situação em que estamos, as medidas contra a crise hídrica no curto prazo são: rezar para chover, maximizar a geração de todas as formas e racionalizar o uso da água; no futuro, investir em mais hidrelétricas com reservatórios, inclusive em usinas reversíveis, em nucleares na base e térmicas, tanto flexíveis como inflexíveis, ditadas pelo planejamento da expansão do sistema. A defesa das hidrelétricas é sustentada nos seguintes números: na China, existem 47 mil reservatórios, sendo que 23 mil são de hidrelétricas; na Alemanha, existem 7,3 mil hidrelétricas; e na Noruega, que se abastece com 94% de hídricas, utiliza o óleo e o gás para gerar divisas com exportação. É preciso acelerar a realização dos leilões para contratação de lastro, separado da energia, pois não é possível continuar investindo em fontes intermitentes sem energia de base, com todos os consumidores pagando pelo lastro e, pela energia, somente aqueles que realmente a utilizam.

          Nos últimos tempos houve um desbalanceamento entre a construção de térmicas e das renováveis de alta variabilidade. A situação não está pior porque, por recomendação do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), o governo autorizou o despacho térmico fora da ordem de mérito desde outubro do ano passado, que teria permitido economizar cerca de 53 GW em armazenamento hídrico. Ordem de mérito para o ONS é, para atendimento da demanda, colocar para operar primeiro as usinas mais baratas, que são as hidrelétricas.

          Dentre as medidas para evitarmos um novo racionamento de energia elétrica neste ano está a redução de consumo e, nesse caso, os melhores resultados são alcançados com a redução da demanda no segmento industrial na hora do pico do sistema. O MME (Ministério de Minas e Energia) publicou no DOU (Diário Oficial da União) a Portaria Normativa nº 22/GM/MME/2021 estabelecendo as diretrizes para que as indústrias que estão conectadas ao SIN (Sistema Interligado Nacional) apresentarem suas ofertas de Redução Voluntária de Demanda de Energia Elétrica (RVD). A ideia é permitir que o setor industrial e os grandes consumidores de energia elétrica façam uma redução voluntária da sua demanda nos momentos de alto consumo do sistema. Com isso, o governo espera estimular à indústria para diminuir a pressão sobre o SIN nesse contexto de escassez hídrica, situação que impõe grandes desafios operacionais no atendimento à demanda e por isso é cabível esse tipo de medida.

          Para as unidades consumidoras do Grupo B das classes de consumo residencial, industrial, comercial, serviços e outras atividades, rural e serviço público do mercado regulado, o MME instituiu o Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica. O consumidor que reduzir seu consumo, nos meses de setembro a dezembro de 2021, entre 10% e 20% em relação à média do que foi consumido nos mesmos meses de 2020, receberá um bônus de R$ 50 para cada 100 kWh, que será calculado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e pago automaticamente, na fatura de janeiro de 2022. Com ele, espera-se reduzir a demanda em 914 MWmed, o que representa 1,41% do consumo do SIN. Esse bônus deve custar cerca de R$ 339 milhões por mês, que serão custeados pelos Encargos de Serviço do Sistema (ESS).                                                                

GES Consultoria, Engenharia e Serviços

O Cisne Negro

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria

“A verdade pura e simples raramente é pura e nunca é simples.” (Oscar Wilde)
Em 1978, uma crise de energia elétrica no Nordeste por chuvas insuficientes para
recompor os reservatórios das hidrelétricas da região e pela inexistência de linhas de
transmissão para a transferência de outros subsistemas. Em 2001, um racionamento pela
falta de potência na hora da ponta para sustentar o consumo. Em 2021, a pior seca dos
últimos 91 anos, outra crise hídrica num mesmo intervalo de tempo ameaça o
suprimento de eletricidade. Se a crise hídrica é a única responsável por, ou se reduz
consumo ou corta carga, é outra história.
Nassim Nicholas Taleb em seu livro “A Lógica do Cisne Negro”, diz que um
Cisne Negro é um evento com um ponto fora da curva, imprevisível, produz um enorme
impacto e, apesar de seu status, a natureza humana nos faz engendrar explicações para
depois que ocorre, tornando-o explicável e previsível. Na descoberta da Austrália foi
visto um cisne negro, quando se pensava que todos os cisnes eram brancos, uma crença
calcada apenas por evidências empíricas. Ele também considera que um evento
altamente esperado e que não ocorre, é também um Cisne Negro, e pede uma nossa
observação por simetria porque a ocorrência de um evento altamente improvável é o
equivalente à não ocorrência de um altamente provável.
O sistema elétrico brasileiro é planejado para um risco de déficit de 5% ao ano,
ou seja, um risco de racionamento a cada 20 anos. Se fosse de 3%, certamente teríamos
mais obras, mais investimentos, tarifas mais altas. Definir o risco de déficit em 5%, 3%
ou 1%, isso sim, seria uma decisão do Parlamento. É óbvio que a competência
legislativa deve parar por aí, não pode querer colocar em lei qual deve ser o percentual
de hidrelétrica, eólica, solar, biomassa, gás natural, nuclear e outras fontes que podem
fazer parte da matriz elétrica brasileira.
Recentemente, o Congresso Nacional atuou como planejador do sistema elétrico
quando determinou que nos próximos dez anos sejam instalados 8 GW de térmicas à
gás natural e 2,5 GW de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), definindo as regiões e
os estados que vão receber esses empreendimentos, que poderão estar totalmente
desconexos com a demanda futura. O que se vê hoje é o Congresso querendo colocar
em lei regras atuais do mercado, que a cada dia mudam com uma velocidade
incompatível com a dinâmica interna do Parlamento, razão pela qual deve legislar
aprovando leis dizendo apenas o que não pode ser feito, cabendo a ANEEL a regulação
do mercado.
Na Guerra Fria, o motor da economia mundial era a corrida armamentista.
Depois da queda do Muro de Berlim passou a ser o aquecimento global e a produção de
energia elétrica através de fontes renováveis. O modelo desenhado pelo “capitalismo
verde” é baseado nas renováveis eólica e solar, no armazenamento de energia e no
“financiamento verde”, bastando observar quem são os detentores dessas tecnologias e
os acionistas das minas de nióbio, lítio e das baterias de fluxo. Como estratégia, eólica e
solar para substituir os combustíveis fósseis na geração e “matar as hidrelétricas com
reservatório e as nucleares” substituindo esse lastro com baterias para possibilitar o

fornecimento de energia elétrica no modelo 24 x 7. A gente se concentra muito no
normal, que quase sempre é irrelevante, mas nos dá a sensação de que a incerteza está
dominada.
Há mais de 10 anos se registra a progressiva redução do regime de chuvas, mas
se tivéssemos mais reservatórios, não só para produzir energia, como também para os
múltiplos usos da água, certamente agora os níveis de armazenamento seriam bem
maiores. Com a dificuldade de implementação de grandes acumuladores, a Agência
Internacional de Energia (AIE) vem agora reconhecer a importância das hidrelétricas e
os ambientalistas mais radicais já consideram a nuclear como a usina que menos emite
CO2.
Para o desenvolvimento das fontes eólica e solar, vieram umas meias-verdades,
divulgadas como “energia limpa”, uma coisa que não existe. Se formos considerar todo
o processo da conservação de energia, desde a obtenção da matéria-prima na natureza,
transporte, transformação industrial e descarte, vemos que é limpa só na operação. A
logística reversa daqui a pouco passa a ser um problema ambiental porque, no caso da
solar, os inversores estão chegando perto dos 10 anos de sua vida útil e depois de 25
anos vai ser o caso dos painéis. Na realidade é uma energia “menos suja”.
Outra meia verdade é a apresentação do preço baixo das renováveis nos leilões.
Esse preço é colocado abaixo do real para viabilizar a obra e a conexão, mas do projeto
é vendido entre 30% e 34% da sua garantia física para o mercado regulado e o restante
vai para um mercado livre de 36% do total, comercializado com preço mais alto,
utilizando os subsídios e o consumidor do mercado regulado arcando com o custo do
abastecimento das 16 horas restantes. Se não podemos confiar mais na “bateria hídrica”,
até mesmo pelas incertezas climáticas, nem contar com os acumuladores de energia
renovável, pela inviabilidade econômica do momento, temos que ter base térmica com
gás natural que é o combustível mais viável para a transição energética rumo a uma
economia de baixo carbono. Isso não foi feito e a aposta em São Pedro não deu certo.
A comparação de uma fonte intermitente com Itaipu, feita através da potência
instalada, também deixa a verdade pela metade, quando na realidade se deveria
comparar com a energia gerada, pois os fatores de capacidade têm uma diferença de
quase um terço.
A matriz elétrica brasileira já é composta por 83% de fontes renováveis. Nosso
problema de emissões de carbono está no setor de transportes e agora só se fala em
hidrogênio “verde”. Nossa desestruturação no GSF (Garantia Física do Sistema), PLD
(Preço de Liquidação de Diferenças), MRE (Mecanismo de Realocação de Energia),
CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) e nas tarifas, requer uma modernização
do modelo made in Brazil que leve em conta todas as tecnologias e atributos das fontes
disponíveis. Mas para ser realmente livre e competitivo, deve ter os subsídios
considerados necessários bancados pelo contribuinte e não pelo consumidor de energia
elétrica. (17/08/2021)