Os efeitos financeiros entre 2013 e 2015

Primeiramente, é importante ressaltar que a lei 12.783/2013 foi apenas a última ação de uma política eletroenergética equivocada aplicada pelo governo federal a partir do novo marco regulatório de 2004, mas em especial a partir de 2008 – com o ministro de Minas e Energia Edison Lobão45 _{. É possível resumir esta política em quatro fatores: (a) A tentativa excessiva de controlar e}

limitar os lucros dos investidores; (b) Preterência de fontes não-intermitentes na expansão da matriz elétrica nacional; (c) Manipulação dos resultados dos leilões por meio da interferência do grupo Eletrobras nas licitações; e (d) Falhas no acompanhamento de obras (com consequente ausência de ações tempestivas que mitigassem os atrasos).

Neste trabalho será abordado especialmente o item (a), representado pela MP579 para os segmentos de geração e transmissão, mas que pode ser visto também no segmento de distribuição pelo arrocho que a metodologia de revisão tarifária deste setor sofreu, principalmente, a partir do 3º ciclo (2011 em diante). Também foi dedicado o capítulo 1.7 para tratar especificamente do item (c), já que a utilização do grupo Eletrobras para manipular preços no setor elétrico ocorreu novamente (e com especial gravidade) na MP579.

Os itens (b) e (d) se relacionam diretamente aos efeitos financeiros percebidos entre 2013 e 2015 por conta da elevação dos preços da energia elétrica no mercado de curto prazo. Isso porque o ano de 2014 foi apenas o 10º pior da série histórica de chuvas no país, e o ano de 2013 foi o 37º pior (ILUMINA, 2015a). Isso demonstra que, apesar de não serem anos com chuvas abundantes, não foram críticos – e por isso não deveriam comprometer o mercado de energia elétrica (que deve ser dimensionado para o pico, e não para a média). Como isso foi o que de fato ocorreu, comprova-se que o sistema elétrico nacional não está bem modelado, e por isso pequenas oscilações comprometem por completo a precificação da energia elétrica no curto prazo (ou seja, o setor hoje é muito sensível a pequenas variações nos índices pluviométricos).

Estes problemas de modelagem concentram-se, fundamentalmente, pela ausência de expansão não-intermitente de baixo custo unitário (usinas hidrelétricas com reservatórios plurianuais, geração térmica de baixo CVU, etc) e pelo atraso de obras de geração e de transmissão ao longo dos últimos anos (ILUMINA, 2015a e 2015b). Especificamente sobre o atraso das obras, dos empreendimentos em construção em 2014, somente 42% das usinas de geração e 31% das linhas

de transmissão devem entrar em operação comercial no prazo originalmente previsto – um índice extremamente baixo e que compromete por completo o planejamento elétrico nacional (INSTITUTO ACENDE BRASIL, 2014).

Assim, como resultado deste conjunto de ações equivocadas, e que culminaram com a MP579/2012, verificou-se prejuízos que somaram R$60,9 bilhões entre 2013 e 2014 (TCU, 2014).

Tabela 27: Consolidação dos custos da CDE (2013-2014) e segregação das parcelas causadas pela MP579

Métrica Descrição 2013 2014

Saldos em dez/2012 e em dez/2013 19.688.756 23.216

(+) Entradas

Uso de Bem Público (UBP) 487.261 558.312

Quotas RGR 574.218 1.024.574

Quotas CCC atrasadas 735.715

Quotas Arrecadadas no mês RGR e CDE 1.368.180 1.699.692 Reposição de Financiamentos RGR 1.335.042 1.270.159

Parcelamentos recebidos RGR 1.498.000

Rendimentos Aplicação Financeira 36.845

Multas Aneel 191.269 218.485

Empréstimo CCEE Lei 8.221/2014 17.778.888 Transferência de Recurso do Tesouro Nacional 9.856.554 13.000.000 Total entradas 2013 e 2014 34.273.840 37.071.326

(-) Saídas

Pagamento de Indenizações (Lei 12.783/2013) 13.226.969 3.178.945 Custo de Geração reembolsado (CCC) 4.330.252 5.680.852 Subsídio Luz para Todos 548.148 1.182.097 Subsídio Baixa Renda 2.087.297 2.171.052

Carvão Mineral 866.583 1.123.273

Subvenção Subsídios - Desconto tarifário 2.845.660 4.254.452 Subvenção Modicidade - Redução da Tarifa 260.259 452.489 Financiamentos Concedidos RGR 485.592

Pagamento Verba MME 17.981 30.737

Exposição Involuntária Despesas CCEE -

Térmicas + Dif CVA 9.536.880 26.590.160 A Subtotal custos CDE 2013 e 2014 34.205.621 44.664.057 B Setor elétrico sem MP 579 (CCC+RGR+CDE) 10.938.159 12.257.274 C = A-B Diferença com e sem MP 579/2012 23.267.462 32.406.783 D Contas a pagar 2013 e 2014 (projeção) 1.722.456 3.500.000 E = C+D Total da Diferença 2013 e 2014 24.989.918 35.906.783 Diferença 2013+2014 60.896.701 Fonte: TCU, 2014.

Como a auditoria realizada pelo TCU ocorreu em junho de 2014, algumas parcelas adicionais devem ser consideradas na monta acima demonstrada.

 As indenizações da parcela da Rede Básica das transmissoras (RBSE), ainda não pagas e atualmente em R$23,18 bilhões46_;

 Os juros da conta ACR, de R$ 8,8 bilhões;

 Osà ati osà deà ge açãoà i e e tais (aceitos pelo decreto 7.850/2012), ainda não indenizados (e sem previsão de cálculo47_).

Assim, resta claro que, apesar de não haver ainda uma definição quanto à indenização dos ativos de geração, a conta ultrapassará os R$100 bilhões, não esquecendo que este deverá ser o valor líquido pago às concessionárias. Considerando que todo o montante é faturado pelas distribuidoras ao consumidor residencial final, e que o ICMS, PIS e COFINS da tarifa de energia representam em média 37% do montante total (TCU, 2014), para arrecadar R$100 bilhões líquidos é necessário cobrar do consumidor:

100 / (1 – 37%) = R$158 bilhões

Como referência, esta monta é equivalente ao faturamento anual das distribuidoras de energia (ABRADEE, 2013). Não obstante, os problemas causados pela preferência a fontes intermitentes na expansão da oferta da matriz elétrica associados aos atrasos das obras de geração e transmissão e ao aumento de demanda causado pela redução dos preços da energia elétrica deplecionaram os reservatórios restantes ao longo dos últimos três anos, causando um resultado negativo no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) de R$40 bilhões entre 2014 e 2015 (Canal Energia, 2014; Canal Energia, 2015b; VALOR, 2015).

Assim, estima-se um valor aproximado de R$200 bilhões causado pelos motivos anteriormente demonstrados. Este custo poderia ser reduzido ou eliminado, caso:

46 _{R$5,5 bilhões à Chesf; R$2,9 bilhões à Eletronorte; R$1 bilhão à Eletrosul; R$9 bilhões à Furnas (todos} estes já homologados pela ANEEL); mais R$880 milhões à Copel (valor pleiteado e ainda não confirmado até março de 2016); e R$3,9 bilhões à CTEEP (valor aprovado pela ANEEL mas com indicativo da empresa de que será questionado judicialmente).

47 _{Estima-se em pelo menos R$15 bilhões o total de indenização de geração. Apenas a Chesf espera receber} R$4,8 bilhões (VALOR, 2014). Já a Cesp judicializou um pedido adicional de R$8,8 bilhões por Jupiá, Ilha “oltei aàeàT sàI ãos,àe àadiçãoàaosà‘$ , à ilhãoà i o t o e so àdeàT sàI ãosà CáNáLàENE‘GIá,à a .

a) A expansão da matriz elétrica tivesse priorizado fontes não-intermitentes, como hidrelétricas com reservatórios plurianuais ou térmicas com baixo CVU (em detrimento às usi asà aà fioà d guaà eà sà t i asà aà leo,à o t atadasà po à o taà deà falhasà oà Í di eà deà Custo-Benefício dos leilões de usinas térmicas atuais, que consideram dados irreais de despacho destas plantas)48_;

b) Os projetos greenfield de geração e transmissão fossem acompanhados de forma tempestiva pela ANEEL e pela EPE, inclusive por meio de cláusulas contratuais que permitissem a relicitação imediata de obras que superassem determinado atraso49_;

c) O leilão A-1 não tivesse sido cancelado em 2012, e um preço-teto aderente à tendência de evolução do PLD fosse calculado (atraindo os players descontratados a partir de 2013);

d) O fim do prazo do contrato não tivesse sido antecipado de forma forçada para dezembro de 2012, deixando um tempo adequado para rediscutir as regras;

e) U aà p opostaà azo elà fosseà ap ese tadaà aoà e adoà eà asà usi asà elhas à fosse à relicitadas, seguindo o modelo que será proposto no Capítulo 3 deste trabalho.

No capítulo a seguir serão demonstradas propostas para que problemas similares não voltem a ocorrer em 10 anos, apresentando-se sugestões para que a nova tranche de renovação das concessões de geração, a partir de 2026, ocorra sem prejuízos ao consumidor.

48 _{O ICB é utilizado nos leilões de energia para converter os lances de Receita Fixa submetidos pelos} empreendedores, permitindo assim, a comparação dos lances entre empreendimentos a serem contratados na modalidade por disponibilidade que apresentam diferentes combinações de Receita Fixa e Custo Variável Unitário, assim como entre os demais empreendimentos contratados na modalidade por quantidade (Instituto Acende Brasil, 2012). Não será abordado por este trabalho os eventuais problemas no cálculo do ICB dos leilões de energia térmica. Para um entendimento mais profundo, sugere-se a leitura de (SOARES, 2009) e (ROMEIRO et al, 2015).

49 _{Nos casos de atraso de obras da transmissão, ou até mesmo de inadequação da rede em função de} crescimento da demanda, acaba sendo necessária geração térmica devido a razões elétricas, com impactos diretos nos custos operativos e, portanto, relevantes a tarifa final (ONS, 2013).

3. Proposta de uma nova metodologia de definição de receitas regulatórias