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.

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.

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

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.

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