Entender texto é essencial para debater a proposta e saber seus benefícios
Por Charles Lenzi
Passados alguns dias da aprovação do substitutivo da MP (Medida Provisória) 1.031, que trata da privatização da Eletrobrás, pela Câmara dos Deputados, pode-se concluir que aconteceram alguns excessos e sofismas nas repercussões iniciais do texto proposto.
Vimos um conjunto enorme de notícias e declarações falando desse substitutivo citando manutenção de subsídios, reserva de mercado, ausência de competição, impactos e agressão ao consumidor. Os que se manifestaram assim deveriam fazer uma leitura mais aprofundada e, talvez, menos enviesada do documento.
O que tem se comentado sobre o projeto de conversão e, principalmente, sobre a contratação de geração definida como reserva de mercado ou subsídio, mostra desconhecimento sobre os conceitos de reserva de mercado ou subsídio. O que se propôs no substitutivo foi a realização de leilões –que, por sua definição básica, são instrumentos que já se mostraram eficazes na introdução de competição no setor elétrico– para contratação da geração citada no substitutivo.
Portanto, o consumidor vai pagar o menor preço possível resultante do leilão, assegurando a modicidade tarifária. O preço teto, como mostrado no histórico dos diversos leilões já realizados, não representa o valor de contratação, mas sim uma sinalização econômica para atrair mais interessados e competidores a participarem do certame.
Como pode ser observado pelos dados históricos dos leilões de energia nova realizados desde 2015, 60% da contratação foi feita por meio de fonte de geração em energia eólica. As centrais hidrelétricas de até 50MW contribuíram com 15%.
A justificativa é o menor preço? Não, já que as cotas de contratação de cada fonte são definidas pelo Planejamento do Setor Elétrico e pelo Poder Concedente. De quem é a reserva de mercado? Achar que a contratação de energia gerada a partir de centrais hidrelétricas até 50 MW é a mesma coisa que contratar energia das outras fontes é desconhecer os aspectos mais básicos da geração de energia elétrica:
1. No caso das outras fontes, findo o período de contrato e de autorização, o agente pode fazer o que quiser com a instalação; e
2. No caso das hidrelétricas, além da contratação da energia, está se autorizando um agente privado, por sua conta e risco, a viabilizar a exploração de um bem da União –que, depois do período de exploração, vai retornar para a União e continuar sendo explorado, contribuindo para o equilíbrio fiscal da União e para a modicidade tarifária do consumidor.
Além disso, em nenhum momento faz-se a análise de que outras fontes têm se utilizado dos leilões regulados –impactando sobremaneira a expansão da transmissão e distribuição– para “reservar espaço” na conexão, com objetivo de agregar potência àqueles parques, destinando a energia ao mercado livre. Portanto, a ilusão da energia barata no mercado livre acaba sendo paga pelos consumidores regulados.
Outro aspecto importante a destacar é que o PDE (Plano Decenal de Expansão) já havia destinado a contratação de 2.000 MW em centrais hidrelétricas até 50 MW, o que tornaria esse montante de contratação totalmente aderente com a matriz elétrica prevista na expansão.
Finalmente, o que não se fala é que esse patrimônio construído em centrais hidrelétricas de até 50 MW tem um valor econômico significativo para o país, pois, utilizando-se os parâmetros dos últimos leilões realizados pelo Governo Federal para usinas hidrelétricas, esses 2.000 MW representariam um bônus de outorga da ordem de R$ 5,5 bilhões a serem entregues à sociedade, após a exploração pela iniciativa privada –coisa que não acontece com as outras fontes.
Com relação a prorrogação do Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), o que vem se propondo é um diferimento de custos, prática realizada pelo setor elétrico em várias oportunidades. É exatamente o mesmo tipo de mecanismo utilizado para diluir o impacto caudado pela pandemia da covid-19, onde foi feita uma operação de financiamento (Aneel, MME e CCEE), pagando-se uma taxa de juros do empréstimo de até CDI + 2,9% ao ano (essa taxa equivale ao valor do IPCA mais 5,2%, aproximadamente) e repassando esses recursos à distribuidoras de energia elétrica.
O que está proposto na MP 1.031 é exatamente a mesma coisa, só que quem fica responsável pela obtenção do financiamento são os próprios agentes geradores, que precisam assumir o alongamento desta dívida. A figura abaixo mostra o comportamento dos valores do preço da energia dentro do proposto pela MP.
Ressalte-se que existe um ganho adicional não mensurável –além da redução imediata do preço de venda– que é a troca do indexador do contrato de IGP-M para IPCA, que para os últimos 12 meses representaria uma redução de cerca de 30% no preço da energia.
Observando-se os fluxos de caixa, nas 2 situações, mostra-se que o VLP (Valor Presente Líquido), utilizando-se uma taxa de desconto de 9,63% (idêntica a que foi utilizada na repactuação do GSF) resulta em um valor em favor do consumidor da ordem de R$ 2,71 bilhões.
Além disso, fazendo uma conta um pouco mais simples, percebe-se que o alongamento reduz os custos para o consumidor em mais de R$ 11 bilhões nos próximos 6 anos, contribuindo claramente para a modicidade tarifária.
Dessa forma, o que se pretende é dar um novo viés para a leitura e a interpretação dessas 2 iniciativas inseridas na MP 1.031. Uma vez que, como demostrado aqui, as iniciativas visam a contribuir com a modicidade tarifária e aumentar a segurança energética do sistema.
Fonte:
Poder 360
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