“Energia precisa de realismo tarifário”

presidente da ABRADEE FONSECAPrestes a completar 33 anos de atuação no setor elétrico, o presidente da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Fonseca Leite, admite nunca ter vivido uma crise como a atual, provocada pela seca e pela exposição das empresas ao mercado de curto prazo. “Estamos vivendo em meio a um furacão”, relata. Concluído o pacote de socorro para evitar inadimplência do setor, Leite acredita que é hora de repensar o modelo, vigente desde 2003, aperfeiçoando questões relacionadas ao repasse de custos ao consumidor.

Na semana passada, tivemos os primeiros reajustes de grandes distribuidoras em 2014. Foi menor do que as empresas pediram, porém mais altos do que estamos acostumados a ver. Esse passo pode ser considerado um ponto de inflexão da crise?

Na realidade, as empresas estão vivendo um furacão, um desafio muito grande que é: a energia no mercado de curto prazo está com um preço muito alto, a R$ 822 o megawatt-hora (MWh) e, ao mesmo tempo, as empresas estão subcontratadas, devido ao fato de não ter tido oferta suficiente no leilão A-1 de 2013, de não ter tido leilão A-1 em 2014 e pelo fato de ter tido pouca oferta no leilão de energia existente de 2014. Distribuidora subcontratada não é problema em si, desde que o preço da energia no mercado de curto prazo esteja em um valor razoável. O problema é que essa energia está reconhecida na tarifa das distribuidoras a R$ 110 por MWh e as distribuidoras estão pagando R$ 822 por MWh por esses 3,5 mil MW médios de energia que estão descontratados. O problema hoje para as distribuidoras é econômico. Que não começou agora, porque, na realidade, tivemos um terceiro ciclo de revisões tarifárias que reduziu muito significativamente a receita das distribuidoras, uma redução de aproximadamente R$ 4 bilhões da parcela B, que é relativa aos fios, ao negócio das nossas empresas.

Com que justificativa?

Primeiro, a taxa de remuneração dos ativos, que era de 9,95%, baixou para 7,5%. A distribuidora, na realidade, é remunerada pelo conjunto de ativos que ela tem na área de concessão. No terceiro ciclo, fizeram uma mudança de metodologia reduziu o WACC (custo médio ponderado de capital) sem considerar o risco regulatório Brasil. Um dos grandes problemas é que a redução do WACC foi feita sob o argumento de que o risco Brasil tinha caído. E, realmente, quando analisamos o ciclo de 2002 para frente, o risco Brasil deu um pico na época da eleição e depois caiu ao longo do tempo. Então essa mudança visava refletir a redução do chamado risco Brasil e das taxas de juros do país. Só que um item importante ficou fora da metodologia: o chamado risco regulatório. Depois a gente vê, quando foi feita a MP 579 em 2012, que o risco regulatório se mostrou presente. As empresas de distribuição, que não foram afetadas pela MP no primeiro momento, tiveram suas ações desvalorizadas em bolsa, o mercado precificou esse risco. Então, achamos que o risco regulatório deveria ter sido considerado no cálculo. Os efeitos da MP 579 deveriam ser neutros para as distribuidoras, mas a redistribuição de contratos fez com que algumas empresas ficassem com um mix de contratos de termelétricas muito alto e houve também uma exposição involuntária alta. Bom, exposição involuntária e elevado percentual de contratos de termelétrica não seriam problemas se a situação hidrológica estivesse normal, com o país gerando 80% da energia de origem hidrelétrica. O problema é que veio a estiagem, os reservatórios esvaziaram, tivemos que aumentar o despacho de termelétrica. Para você ter uma ideia, o despacho de termelétricas em 2012 era da ordem de 3,5 mil MW médios. Em 2013, passamos a despachar 13,7 mil MW médios. Em 2014, nós estamos despachando 17,5 mil MW médios. Aí, você pega uma energia que está reconhecida na tarifa a R$ 110 por MWh e a empresa começa a ter que pagar por R$ 822 por MWh. Há de convir que, em qualquer lugar do mundo, se montar um negócio comprando um produto a R$ 822 e vendendo a R$ 110, você quebra.

Mas os contratos não deveriam prever esse risco?

O contrato de concessão tem uma cláusula que diz que a distribuidora, em caso de desequilíbrio financeiro do contrato de concessão, pode pedir revisão tarifária extraordinária, que chamamos de RTE, que é um mecanismo que a distribuidora tem para pedir uma revisão do contrato toda vez que tiver uma despesa não prevista. Bom, era isso que as distribuidoras iam fazer. Mas imagina 63 distribuidoras no Brasil pedindo revisão tarifária extraordinária ao mesmo tempo, com variações de tarifa da ordem de 40 pontos percentuais, 30 pontos percentuais. O governo falou: “Olha, não temos como repassar isso para a tarifa durante este ano, então vamos arranjar uma solução”. Até porque, quando a gente analisa, tem um contrato de concessão, que está lastreado em uma lei. Está na lei. Tem que ir para a tarifa, não tem jeito. Só que o governo preferiu colocar na tarifa do ano que vem.

Então, os reajustes já concedidos não consideram os efeitos da estiagem?

Não, eles não consideram exposição involuntária que está sendo liquidada e não consideram parcela variável das térmicas. Ou seja, imagina se nós tivéssemos que considerar, projetando na tarifa um PLD (preço de liquidação de diferença) de R$ 822, daria mais um impacto de uns 15% a 20%. Ou seja, quem está tendo 15%, provavelmente ia ter mais de 30%. Por isso saiu nos jornais uma notícia de que a Cemig pediu 30%. O pedido considerava todo o impacto tarifário, mas a Aneel disse “não”.

A solução negociada é satisfatória?

É uma solução conjuntural. Para o momento, ela evita uma crise de inadimplência e uma paralisação dos investimentos das distribuidoras. O que as distribuidoras teriam que pagar este ano é mais do que o Ebitda, mais do que o caixa livre. Então, como elas não têm condição de pagar, até que houvesse uma revisão tarifária extraordinária, nós teríamos uma inadimplência generalizada no setor. Aí, eu diria o seguinte: considerando a situação conjuntural, a solução resolve o problema. Mas para o futuro, nós precisamos repensar essa questão da neutralidade do custo da energia para as distribuidoras, de maneira que a gente não fique sofrendo esses soluços toda hora.

Como seria? Já tem proposta?

Não, estamos analisando ainda. Sabemos que em 2015 tem uma perspectiva mais favorável, independentemente da situação hidrológica, porque tem aquelas usinas cujos contratos de concessão vencem e que não aderiram à MP 579. As usinas vão virar cota. São mais ou menos 5 mil MW médios, que viram cota em 2015. Então, na realidade, está entrando aí um pacote de energia a preços de R$ 30 por MWh. Qual o raciocínio quando se fez esse pacto, de jogar o pagamento para o ano que vem? No ano que vem, teremos uma redução do custo da energia por causa dessas cotas. Então, com essa redução, o governo pode embutir os custos adicionais na tarifa para pagar a conta do empréstimo que está sendo feito agora.

Fica parecendo que as coisas estão sempre sendo empurradas adiante…

Hoje, olhando para trás… É claro que ser engenheiro de obra feita é muito fácil, mas, se aquela solução que foi desenhada em 2013 tivesse sido já projetada para se estender até julho de 2015, seria o ideal. Porque em julho de 2015 é que virão essas cotas. Seria perfeitamente possível desenhar uma solução em 2013 que fosse até julho de 2015, para concatenar com a incorporação das cotas.

Mas aí o Tesouro não teria que ter aportado mais dinheiro?

Ou talvez até uma solução privada, como essa de agora. Outra coisa que, no nosso ponto de vista, poderia ter sido feita no início do ano e não foi feita, é a questão das bandeiras tarifárias. A Aneel tinha tudo programado em 2013, para entrar no início de 2014 com as bandeiras tarifárias. A bandeira tarifária teria a vantagem de dar um sinal exatamente num momento em que o custo da energia está mais alto. Daria um sinal para o consumidor naquele momento dizendo: o custo da energia está mais alto e nós vamos ter que te cobrar um adicional na sua conta de luz para poder pagar esse custo. Ou seja, o consumidor teria um sinal para fazer uso racional de energia.

Na verdade, o que aconteceu foi contrário…

Hoje o sinal é o contrário. O sinal econômico hoje não está vinculado à escassez do produto. Tem um produto escasso e o preço continua barato. Não tem o sinal econômico. A bandeira tarifária daria esse sinal econômico. No nosso ponto de vista, o adiamento da bandeira tarifária de 2014 para 2015 não deveria ter sido feito. Alegou-se na época que algumas distribuidoras não teriam sistemas adaptados e tal, mas na realidade era possível fazer uma adaptação para que fosse implementada. E isso aí traria recursos adicionais para o setor, que resolveria em parte o problema. E daria o sinal, para o consumidor, de que o produto estava escasso.

Foi adiado por preocupação com a inflação?

Não sei o motivo. Foi uma decisão da diretoria da Aneel. Ela achou que o momento não era oportuno, que a comunicação não tinha sido bem feita com os consumidores e, portanto, não era o momento.

O setor de distribuição avalia que a Aneel tem uma atuação independente?

Nós defendemos isso com muita veemência, um regulador independente do governo que seja um órgão de Estado, que seja uma agência de Estado, e não de governo. Me parece que, das agências reguladoras do Brasil, a Aneel é a mais transparente e a mais independente. Agora, não quer dizer que ela não esteja sensível a questões de interesse do governo, como, por exemplo, impactos inflacionários.

Mas não são comuns os casos de revisões extraordinárias… Houve alguma?

Houve. Quando o governo reduziu tarifas em 20%, devido à MP 579, foi uma revisão extraordinária. Para baixo (risos).

A infraestrutura do setor elétrico vem acompanhando o crescimento do consumo?

Se você analisar o mercado, tem um equilíbrio estrutural. Por isso que estou falando que é uma questão conjuntural. Do ponto de vista de oferta e demanda, há equilíbrio estrutural, apesar de alguns atrasos em obras de geração. Quando a gente olha para trás, lá no início de 2012, a situação das distribuidoras era de sobrecontratação. E a grande discussão era sobre quais as medidas para mitigar a sobrecontratação. Porque estavam sobrecontratados? O planejamento é feito em um período de cinco anos e, em 2012, estávamos com a contratação baseada nas projeções de 2007. Naquelas projeções, estavam embutidas perspectivas de crescimento econômico de 5% ao ano, mas o crescimento de 2011 foi na casa de 2%. Então, na realidade, tinha mais energia contratada do que o mercado estava realmente demandando. Mas em 2012, veio a Medida Provisória 579 e não houve leilão de energia existente, porque estava todo mundo sobrecontratado. Em 2013, a situação se inverteu: não houve leilão de energia existente em 2012, e teve a frustração das usinas de Bertin, das usinas da Multiner e também as cotas que se esperava da MP 579 que não apareceram, aquelas cotas oriundas dos geradores que tinham concessão vencendo em 2015 e 2016 e que não quiseram participar. Isso tudo levou à subcontratação, as distribuidoras ficaram short. Em 2013, era em torno de 2,3 mil MW médios. No final de 2013, venceram mais 4 mil MW médios de contratos existentes. Então, essa exposição foi para 6,3 mil. Aí teve o leilão A-1 no qual foram contratados 2,7 mil MW médios. Então, restou uma subcontratação da ordem de 3,5 mil MW médios, mais ou menos.

Presidente da Abradee, Nelson Fonseca Leite, diz que setor elétrico passa por grave crise

Foto:  Glaucio Dettmar

Como evitar esse tipo de montanha russa?

Teoricamente, não deveria acontecer. O modelo não foi desenhado para trabalhar com distribuidora subcontratada. O modelo todo foi desenhado para as distribuidoras estarem contratadas acima de 100%. Tanto que existem penalizações severas se o distribuidor fica com uma contratação abaixo de 100% de forma voluntária. Mas houve uma série de fatores, como por exemplo, atraso de obra de transmissão, a não realização do A-1 em 2012, e tudo isso quebrou a rotina do modelo. E, adicionando-se a isso, tivemos o ano hidrológico ruim. E a conjunção desses dois fatores, distribuidoras com exposição no mercado de curto prazo, mais preços elevados nesse mesmo mercado, vira uma mistura explosiva, que é o que nós estamos vivendo agora.

Some-se a tudo isso o crescimento do consumo, que foi absurdo em janeiro…

É… o crescimento do consumo em janeiro foi muito alto, mas foi provocado pela onda de calor elevada, que fez com que o consumo da Light, por exemplo, aumentasse 22% em relação a janeiro de 2013. Quer dizer, é totalmente atípico. Essa onda de calor trouxe um aumento da carga, mas só esse aumento não teria problema, porque as redes suportariam. O problema é o impacto financeiro que isso provoca. Quer dizer, um aumento de carga num momento em que você tem uma exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo e um preço elevado desse mesmo mercado, isso torna mais explosiva ainda a situação.

Estruturalmente, não há nada que possa ser feito para que o setor não fique refém dessas questões pontuais?

Num sistema hidrotérmico como o brasileiro, é interessante o seguinte: nos anos em que a chuva é maior que a média, temos um bônus, que é o excesso de água nos reservatórios. Esse bônus se transforma em redução do preço da energia de curto prazo. Durante muitos anos, tivemos excesso de energia produzida permitindo que mantivéssemos termelétricas desligadas e a energia fosse liquidada no mercado de curto prazo a R$ 30, R$ 50 por MWh. Naquela época, nós não aproveitamos esse bônus para gerar um fundo que pudesse compensar um período em que viesse o ônus. Agora veio a época do ônus e nós não temos esse fundo para poder fazer face ao preço alto do PLD.

Pois é, porque quem ganha na época do bônus é quem compra energia de curto prazo:
a indústria, e não o consumidor cativo…

Isso, o consumidor cativo não tem bônus nenhum, porque a energia dele já está contratada. A distribuidora obrigatoriamente já está com 100% do mercado contratado.

Esse fundo pode fazer parte da proposta de revisão da parcela A, que o sr. citou no começo da conversa?

Uma das formas para resolver essa necessidade de revisão, buscando neutralizar os impactos da parcela A para as distribuidoras, seria essa: ter um fundo de compensação para as variações de preço de energia para que, na época das vacas gordas, pudesse acumular recursos para passarmos pela época das vacas magras.

A Abradee pretende fazer alguma proposta?

Desde dezembro do ano passado estamos trabalhando no conjuntural, ou seja, estamos tentando mitigar os aspectos conjunturais. Agora, com o Decreto 8.221, nós conseguimos um êxito nessa mitigação. Depois de resolvida a questão conjuntural, nós temos que pensar no estrutural. Estamos estudando uma alternativa para propor ao governo um aperfeiçoamento do modelo estrutural para compensar isso aí. E a ideia é apresentarmos isso para todas as forças políticas, de maneira que seja um projeto nacional, independentemente de qual seja a força política que estiver no comando.

Já durante o período eleitoral?

É, nós queremos já ter um projeto para apresentar uma solução estrutural para neutralizar os efeitos de variação nos preços de energia. Essa é uma questão extremamente importante para o setor, porque o modelo de 2004 trouxe uma série de aperfeiçoamentos em relação ao que fora implantado em 1996, que vigorou até 2003, mas agora nós precisamos fazer aperfeiçoamentos.

Em termos de regulação, o que pode ser feito?

Há ações que estão no âmbito da regulação, mas outras ações estão no âmbito de lei. Porque o regulador não tem como mudar o modelo, tem que cumprir as leis. Em termos de regulação, acho que o regulador pode trabalhar na implantação de um realismo tarifário, seguir mais esse realismo. Eu dei o exemplo das bandeiras tarifárias, que, em minha opinião, deveriam ter sido implantadas em janeiro de 2014. Se elas tivessem sido implantadas, essa seria uma solução também estrutural, na medida em que toda vez que houvesse uma situação dessas, seria destacada a bandeira amarela ou bandeira vermelha, que daria um sinal econômico para o consumidor de que o custo da energia está mais alto e ele passará a pagar por isso.

O sr. acha que já está na hora de o Brasil fazer racionamento? O cenário aponta para isso?

Olha, nós seguimos aqui as avaliações feitas pelo ONS. A última apresentação que nós vimos mostrava que, se houvesse, no mês de marco, chuva da ordem de 71% da média histórica, conseguiríamos passar até novembro, chegando em novembro com 15% de armazenamento no Sudeste e Centro-Oeste, que é o principal reservatório. Agora, eu acho que isso vai depender do risco que se quer correr para frente. Porque, na realidade, quanto mais se posterga essa decisão, mais se assume o risco na frente. Então, é uma questão de balancear o risco no futuro com o desgaste no presente. Porque o racionamento traz um desgaste no presente, mas o adiamento pode trazer um problema maior no futuro. Estamos chegando no final do período chuvoso e tem que avaliar novamente. Eu não vi nenhuma avaliação do ONS posterior a essa que te falei.

Não se fala muito em eficiência no consumo aqui no Brasil. Por que?

Isso aí é um negócio interessante, porque o mundo inteiro faz ações de busca de eficiência, de uso racional da energia e a chamada demand response , que faz com que a carga siga a geração por meio de um sinal de preço. Dá um sinal que faz com que a carga siga a geração, enquanto aqui a geração é que segue a demanda. É outro modelo, outra maneira de pensar. Nós não temos isso no Brasil, mas acho que, no futuro, vamos caminhar para isso.

Quando a gente segura a tarifa, não está emitindo justamente um sinal contrário?

A elasticidade da demanda com o preço não é muito grande. Tem um determinado padrão de consumo que a pessoa mantém, independentemente do preço. Agora, em determinados produtos nos quais a energia elétrica tem peso significativo no custo, pode-se ter a decisão de produzir ou não, dependendo do preço. Que é o que os eletrointensivos estão fazendo agora. Tem indústrias que estão tomando a decisão de deixar de produzir para vender energia no mercado de curto prazo. Porque é mais negócio para elas vender energia do que vender sua produção. No caso do consumidor residencial, a resposta a esse sinal de preço é pequena. A questão maior é de conscientização. Vou dar um exemplo: no racionamento de 2001, a Região Sul não foi afetada pelas medidas, mas escutava a mídia falando o tempo todo do que estava sendo feito no Brasil. E houve uma redução espontânea de consumo, só por essa maior conscientização. E não tinha sinal de preço, porque lá não havia metas de redução de consumo.

Em outros países isso é feito?

Em países que têm modelo diferente. Não esse modelo de price cap (de remuneração baseada no retorno sobre os ativos) que a gente tem, mas um modelo de revenue cap , de cost plus , modelo de tarifa baseada no custo. É outro modelo institucional. Aqui, não tem sinal econômico adequado para busca de racionalização. Tem, sim, uma obrigatoriedade dada pela Lei 9.991, que obriga as empresas a gastarem 0,5% da receita operacional líquida em ações de eficiência energética. E 60% desse recurso tem que ser usado para consumidores de baixa renda. As distribuidoras usam esse recurso para promover o uso racional em áreas com perdas elevadas, com ligações clandestinas. E é realmente um desperdício, porque a pessoa não paga conta de luz e aí gasta de forma irracional, deixa a porta da geladeira aberta, deixa a geladeira sem porta. É um negócio, assim, assustador.

Na opinião do sr., a conta de luz no Brasil é cara?

Temos um estudo comparativo, já considerando os efeitos da redução de 20% que mostra o seguinte: quando se retira os impostos — o Brasil é o terceiro país que mais cobra imposto em energia elétrica —, colocando em dólar a tarifa por megawatt-hora, a nossa é a 13ª mais barata em um ranking de países selecionados. Com a MP 579, foi para quarto lugar. Então, não acho que ela é cara. Mas impostos e encargos são responsáveis por 45% do preço que nós pagamos. É muito mais fácil arrecadar com energia elétrica, combustível e telecomunicações do que arrecadar com boi no pasto.

 

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