Transmissão de energia elétrica

Por Nivalde de Castro.

O artigo foi publicado pelo serviço de informação Broadcast da Agência Estado de São Paulo em 19 de outubro de 2017 (Clique aqui acessar o PDF).

O processo de liberalização do setor elétrico brasileiro, iniciado nos anos 90, deu especial atenção ao segmento de transmissão, em função dos desafios que se colocavam para um país de dimensão continental onde o distanciamento entre a geração e o consumo exigia grandes investimentos, com longo prazo de maturação, dado o baixo nível de consumo per capita de energia elétrica.

O desafio foi estruturar um modelo que quebrasse a verticalização concentrada em empresas públicas, como Eletrobras e Cesp, garantisse a concorrência em um setor de monopólio natural e atraísse investimentos privados via segurança jurídica, através de contratos de longo prazo.

Para tanto, definiu-se novo formato para o operador do sistema elétrico, até então sob a responsabilidade da Eletrobras, e buscou-se viabilizar os investimentos na expansão da rede.

Em 1998, foi criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), como operador independente, sem fins lucrativos e sem responsabilidade comercial sobre os ativos da rede de alta tensão. Sua missão maior é garantir o equilíbrio dinâmico entre a demanda e a oferta de energia elétrica, mirando o presente e estudando as necessidades de expansão do sistema elétrico.

A solução para viabilizar a expansão da rede de transmissão foi criativa e eficiente. Adotou-se sistema de leilões por unidade produtiva, denominado por lotes, vencendo quem oferecia maior deságio à Receita Anual Permitida (RAP) proposta para cada lote. O vencedor assinava contrato de longo prazo com valores indexados ao IPCA e, ao formar uma sociedade de propósito específico, obtinha financiamento do BNDES, no modelo project finance, indexado à TJLP, o que determinava RAPs menores. Todos os contratos foram e são regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O saldo da adoção deste modelo foi muito positivo. De 1999 a 2017, foram realizados 44 leilões, totalizando 398 lotes com investimentos estimados de R$ 158 bilhões.

Este processo, mesmo exitoso, enfrentou problemas, pois cerca de 19% dos lotes não foram arrematados por diferentes razões com muitos lotes atrasados e até paralisados. Parte destes problemas deve-se a altos deságios oferecidos pelo Grupo Eletrobras (com baixas taxas de retorno) e por grupos espanhóis que adotam modelo de alavancagem elevada, atuando mais na lógica de empresas de engenharia do que de investidor no setor elétrico.

Outro fator determinante ao desequilíbrio foi a MP 579, pois além de reduzir a RAP dos contratos renovados, demorou quase cinco anos para definir as regras do pagamento das indenizações de investimentos não amortizados, o que explica que os lotes vazios se concentraram principalmente entre 2013-15, com a desarticulação da cadeia produtiva.

Dentro de uma lógica de instrumento de política pública, os editais dos leilões foram ajustados para superar os problemas conjunturais. Este processo foi capitaneado pela Aneel e pelo Ministério de Minas e Energia (MME), com prazos maiores de construção, diferenciação de lotes maior taxa de retorno com RAP teto mais elevada e melhor definição das responsabilidades pelos atrasos de licenciamento ambiental, cada vez mais exigentes. Os resultados se fizeram sentir nos leilões de 2016-17, que atraíram tradicionais grupos do setor elétrico (Energisa, Equatorial, EDP, Neoenergia e Enel), com o retorno da Cteep e a anterior entrada da gigante State Grid.

Em suma, este é um segmento do setor elétrico que estruturou uma política pública eficiente. De 1999 a 2017, a rede básica passou de 64 mil para 135 mil km e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima contratar mais 62 mil km para 2026, com risco de insucesso muito baixo, pois o atual modelo é consistente, tem segurança regulatória e jurídica e o setor financeiro tem condições de atender à demanda a custos relativamente baixos, mesmo com a redução prevista do BNDES.

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