Após uma seca severa que atingiu a geração de energia hidrelétrica e que forçou o País a recorrer para fontes de energia térmica, as chuvas voltaram e a geração hidrelétrica foi recuperada. Entretanto, a mudança no fornecimento hidrelétrico ocorreu em meio a uma crise econômica, que viu de perto o consumo de energia diminuir. De acordo com a lógica básica do mercado, uma maior demanda e um consumo menor deveriam ser sinônimos de preços de energia mais baixos. No entanto, a queda no preço da energia não foi tão celebrada quanto deveria ter sido pelos consumidores cativos.
Segundo um estudo feito pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (FIRJAN), o preço médio entre julho de 2015 e julho de 2016 foi de R$ 535/MWh, tendo como base a categoria de consumo de média tensão A4 (de 2,3 kV até 25 kV). Ao mesmo tempo, o preço de mercado era algo em torno de R$ 80/MWh em julho de 2016, após ter alcançado o valor de R$ 800/MWv no final de 2014.
A diferença do preço de mercado para o valor citado pela Firjan não é consequência de fatores econômicos, mas, sim, um reflexo das distorções tarifárias acumuladas nos últimos anos pelo mercado brasileiro de energia elétrica. Em 2012, o Brasil estava entre os cinco países com os maiores custos de energia do mundo. Em uma tentativa de reduzir os custos de energia elétrica e impulsionar uma economia em desaceleração, o governo ofereceu, no mesmo ano, renovar uma série de concessões de geração por conta da expiração entre 2015 e 2017 em troca da redução do preço de mercado da eletricidade, o que foi aceito por alguns geradores. Em 2015, o governo da presidente Dilma Roussef — que foi reeleita no final de 2014 – mudou a estratégia, passando o custo das dívidas dos operadores para os consumidores. Esse foi o ano do então chamado realismo tarifário, que aumentou as tarifas em 40%.
Ao mesmo tempo em que as chuvas retornaram e o preço das matérias-primas se manteve baixo, a crise política explodiu graças aos escândalos de corrupção centrados no setor de energia, e a tão temida recessão se tornou realidade.
Apesar das tarifas do mercado cativo terem passado por um ajuste e terem diminuído, elas ainda permaneceram bem acima das tarifas do mercado livre, o que fez com que consumidores cativos migrassem para o mercado livre. Esse processo começou na metade de 2015 e ganhou força em 2016 e estima-se que o crescimento de clientes livres possa ser de 30% neste ano.
Segundo a regulamentação, qualquer consumidor com uma demanda mínima de 3MW pode aderir ao mercado livre e adquirir energia incentivada (energia não convencional com capacidade até 30MW, podendo ser eólica, hidrelétrica, solar ou da biomassa) ou de geradores convencionais (termoelétricos ou hidrelétricos), pagando 35% menos.
A migração dos consumidores para o mercado livre é fonte de preocupação dos distribuidores de energia, que se encontraram em uma saia justa. A perda de consumidores, composta por uma queda no consumo de energia causada pela recessão, deixou-os com um excesso de energia produzida que devia ser vendida a preço de mercado por menos do que foi gasto para produzi-la.
Essa situação colocou os distribuidores brasileiros em uma posição financeira particularmente fraca. Para cobrir o défice causado pela aquisição de energia durante a seca de 2013 a 2014, o Estado entrou em cena para fornecer financiamento bancário de 22 bilhões de reais.
Com isso, é aberta a temporada de vendas. Uma consequência inevitável da tensão financeira nos três elos da cadeia de energia elétrica brasileira – geração, transmissão e distribuição – está sendo o aumento na venda de ações, em que empresas pertencentes a grandes grupos transnacionais com maior apoio financeiro têm mostrado interesse pela compra.
Empresas de outros países também demonstraram interesse. Em junho de 2016, por exemplo, uma empresa de energia italiana, Enel, que pela Enersis possui ações de vários geradores e distribuidores pela América Latina, sinalizou seu interesse pela Eletropaulo, empresa que pertence à estadunidense AES, responsável por mais de 10% do mercado de distribuição no Brasil.
Sobre o futuro, as últimas previsões feitas pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética), publicadas em agosto de 2016, apontam para um aumento na carga de rede de 3,7% anualmente, em média, pelo período de 2016 a 2020, com uma média anual de 2,6GW. O maior aumento esperado é nas regiões do norte e nordeste do país, com 5,5% e 5,9% respectivamente e 3,7% nas regiões sul, sudeste e centro-oeste, onde a maior parte das atividades econômicas e industriais está localizada.
Essas previsões têm como base uma leve recuperação na economia em 2017, com um aumento no PIB de 0,8%, e um aumento ainda maior nos próximos anos (2,7% em 2018 e 3,2% em 2019 e 2020).
Para o período de 2016 a 2020, a EPE prevê um aumento na capacidade dos geradores em 16%, sendo que dois projetos em particular se destacam: o projeto da usina hidrelétrica de Belo Monte e a instalação de um terceiro reator nuclear na subsidiária da Eletrobrás, Eletronuclear, em Angra dos Reis. Ela ainda espera que a capacidade máxima de armazenamento de energia em forma de reservatórios atinja 1% (2,6GW) entre 2014 e 2024, enquanto que o mercado aumentará em 49% (29GW) no mesmo período. Além disso, haverá um crescimento de fontes de energia intermitentes, como eólica e solar.
Mesmo com alguns avanços em relação a fontes de energia renovável não convencional, a indústria local de equipamento solar não é muito competitiva e a queda do real causou um impacto no orçamento de empresas solares. O fato é que o setor de energia elétrica brasileiro está passando por um momento decisivo junto a uma crise econômica que enfraqueceu o mercado e junto a uma crise política que ainda não está resolvida. Tudo isso faz com que o setor esteja cheio de incertezas e saber como os desafios serão cumpridos continua sendo é uma questão em aberto. Até agora, tudo indica que sim.
*Emmeline Leite Cornetto é analista de conteúdo e capacitação da área de Utilities na SONDA, maior companhia latino-americana de soluções e serviços de tecnologia.
