Política do ‘pague 2 obras e leve 1’ compromete queda da tarifa de Itaipu
A dívida para a construção da usina binacional no rio Paraná, entre Brasil e Paraguai, será quitada neste ano, o que permite um corte expressivo no preço final. A tarifa anunciada para a energia de Itaipu em 2023 é a mais baixa da história. A dívida para a construção da usina binacional no rio Paraná, entre Brasil e Paraguai, será quitada neste ano, o que permite um corte expressivo no preço final. Foi fixado do lado brasileiro uma tarifa de US$ 12,67 por kW (R$ 66 por kilowatt), que passou a vigorar no último domingo (1º). Em comparação ao valor praticado em 2022, trata-se uma queda de 33% em dólar. O ex-presidente Jair Bolsonaro (PL) chegou a postar numa rede social, na terça-feira (3), já fora do cargo, que sua gestão havia feito essa redução em favor do país. Essa tarifa, no entanto, é provisória, e o seu valor final, imprevisível. Não foi acordada com o Paraguai. O anúncio antecipado no Brasil, inclusive, incomoda os vizinhos, que estão em pleno período eleitoral. Querem tratar do tema apenas no segundo semestre de 2023. Os negociadores paraguaios já falam em manter a tarifa fixada neste ano, de US$ 20,75 (R$ 108,25), segundo pessoas ouvidas pela Folha. A diferença é alimentada por divergências em relação a quanto será reservado por Itaipu para bancar os seus programas socioambientais –obras, em sua maioria. Quando se olha a tarifa, a variação do valor é de poucos dólares, mas no orçamento de Itaipu o que estará em discussão será uma diferença de quase US$ 1,2 bilhão (R$ 6,2 bilhões). “Saudamos a redução anunciada pelo Brasil, mas ela pode ser um baita fake”, diz Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia. “Os valores em discussão com o país vizinho são tão elevados que não dá mais para falar em ressarcimento pela Guerra do Paraguai.” Segundo levantamento realizado pela consultoria PSR, uma das mais conceituadas do Brasil, os gastos com os chamados programas de responsabilidade socioambiental de Itaipu passaram de US$ 88,5 milhões (R$ 461,7 milhões) em 2013 para US$ 316,1 milhões (R$ 1,65 bilhão) neste ano, uma expansão de 257%. “Se tal aumento não tivesse ocorrido, certamente, o fardo incidente na fatura do consumidor cativo brasileiro [residências e pequenos negócios] teria sido inferior”, destaca o relatório. Neste final de ano, a própria administração da usina divulgou 26 empreendimentos financiados pela tarifa de energia na gestão bolsonarista de 2019 a 2022. Na lista estão grandes projetos, como as obras da Ponte de Integração Brasil-Paraguai e da Estrada Boiadeira, trecho da BR-487 no Paraná, que foram prestigiadas com visitas de Bolsonaro no ano passado. O relatório da PSR afirma que “os recursos destinados a obras constituem um pujante ativo político, embora incompatíveis com o escopo a que se destina o pagamento da tarifa de Itaipu”. A consultoria destaca que também foram financiadas com as tarifas de energia bolsas universitárias, pontes, escolas e estradas no Paraguai. OBRAS PAGAS POR ITAIPU PRESSIONAM CONTA DE LUZ NO BRASIL Os especialistas do setor de energia do lado de cá da fronteira, no entanto, alertam que a conta desses projetos recai sobre o Brasil. Pelo acordo original, Itaipu não foi feita para dar lucro. A sua tarifa de energia equivale à soma do pagamento da dívida e das despesas para manter a usina, agrupadas no chamado Cuse (Custos de Serviço de Eletricidade). Grosso modo, o Cuse acomoda três grupos de despesas: o pagamento de royalties pelo uso da água, gastos com a manutenção da usina, e com a exploração dos recursos hídricos. Em 2005, o custo de exploração passou a incluir os desembolsos com uma nova missão de Itaipu, promover o desenvolvimento social, econômico e ambiental em sua área de influência. Do lado do Brasil, essa área é o estado do Paraná. Do outro lado da fronteira, todo o território do Paraguai. A presidente do PT, Gleisi Hoffmann (PT-PR), que foi diretora financeira de Itaipu, teve participação direta na definição e implantação desse novo papel socioeconômico, na época com iniciativas mais focadas em serviços sociais. Por ser uma usina binacional, tudo em Itaipu é compartilhado entre os dois países, incluindo os recursos dos projetos socioambientais. Para cada US$ 1 gasto com uma obra no Brasil, obrigatoriamente outro US$ 1 será destinado ao Paraguai para destino similar. No entanto, ainda que cada lado da fronteira também tenha direito a 50% da energia gerada pela hidrelétrica, historicamente, cerca de 90% da receita de Itaipu saiu da venda de energia no Brasil. Hoje, esse percentual está na casa de 86%. Isso ocorre porque o Paraguai não consome tudo a que tem direito e vende para o Brasil a parcela que sobra. Segundo levantamento da PSR, o Brasil custeia, apenas com o excedente de compra do país vizinho, um equivalente a 17,5% do orçamento do Ministério de Obras Públicas do Paraguai. Do lado de cá da fronteira, por lei, distribuidoras dos estados do Sul, Sudeste e Centro Oeste são obrigadas a comprar cotas de energia de Itaipu. Esse custo está na conta de luz. Por causa desses detalhes, pouco conhecidos pela maioria dos brasileiros, especialistas afirmam que os consumidores de energia de dez estados do Brasil, na prática, pagam em sua conta de luz por duas obras, mas levam uma –lembrando que do lado de cá da fronteira apenas o Paraná é favorecido. “A gente vê esses custos com muito receio. Não deveria haver a possibilidade desses repasses”, afirma Ângela Gomes, consultora da PSR. “Primeiro, porque não há na regulação um incentivo para que a usina tenha custos mais baixos, inclusive para ser mais eficiente na gestão financeira dessas obras. Mas o pior é que esses custos são repassados aos consumidores finais, o que funciona como um imposto regressivo, que pesa muito mais para quem tem menor renda.” Em outras palavras, isso significa que moradores de áreas pobres, como a comunidade de Heliópolis, em São Paulo, e Belford Roxo, no Rio, muitos deles sem dinheiro para pagar um curso de qualificação, bancam em suas
Energia elétrica: Bruxelas quer reduzir o “custo” das renováveis
Confrontada com a situação de preços altos, a Comissão Europeia (CE) pretende reformar o mercado de eletricidade de forma a embaratecer as energias renováveis, apesar de os investidores já terem alertado que esta reforma pode desmotivar ainda mais os investimentos em parques eólicos e solares – pode ler-se em artigo de 2-1-2023 do Financial Times. A CE pretende que o preço das energias renováveis seja um reflexo dos “verdadeiros custos de produção”, uma vez que as infraestruturas estão construídas e a fonte de energia para um parque eólico ou painel solar é essencialmente gratuita. Também propõe a criação de um imposto extra mas provisório sobre as empresas de energias renováveis, em que as receitas se destinam a compensar os consumidores que têm visto o preço do kWh elétrico subir em catadupa desde o início da guerra na Ucrânia. A CE tem vindo a tomar medidas que visam, apesar da escassez de energia, baixar o seu preço ao consumidor. São exemplo destas medidas o apelo para a redução dos consumos de gás dos Estados-membros em 15% e a imposição de tetos ao preço do gás por atacado, bem como a criação de um imposto especial e temporário sobre as empresas de petróleo e gás. O preço da eletricidade para os consumidores resulta de uma série de fatores que começam nos custos reais de produção e distribuição e passam pelos contratos de longo prazo, preços no mercado grossista determinados pela oferta e procura dos operadores, impostos e taxas, etc. No que toca aos custos reais de produção, a cada vez maior penetração de energias intermitentes encarece a energia elétrica das centrais térmicas de potência firme ao reduzir a sua utilização. Este facto é em geral mascarado pela “gratuitidade” das fontes de energia na geração renovável – na realidade não se paga o vento e o sol – o que pode levar as pessoas a pensar que quanto menos combustíveis se consumir na geração de eletricidade, mais barata ela será, esquecendo os custos fixos das centrais térmicas como os de capital, salários, manutenção, etc. Na conjuntura atual porém, para além do encarecimento devido à fraca utilização das térmicas por pressão das intermitentes, o combustível das centrais de ponta (gás) tornou-se mais caro porque já (quase) não há gás natural barato vindo da Rússia, havendo em sua substituição o gás natural liquefeito (GNL) importado por via marítima, algum gás vindo da Noruega e pouco mais. Assim, a eletricidade que se consome na Europa resulta, em regra, de centrais de base (carvão e nuclear), eólicas e solares que produzem de forma aleatória (mas de aceitação obrigatória pelas redes), sendo as pontas feitas por centrais a gás, as mais caras e, em situações climatéricas favoráveis, também pelas hídricas. No mercado grossista de eletricidade ela é transacionada geralmente pelos preços mais altos, o das centrais a gás – caros pela fraca utilização e pelo preço mais caro do combustível. Este preço contamina o preço das restantes centrais, nomeadamente e também das eólicas e solares, originando uma espiral de preços e lucros excecionais de que beneficiam sobretudo os produtores eólicos e solares.
ITAIPU ALCANÇA RESULTADO HISTÓRICO DE 100% DE EFICIÊNCIA OPERATIVA EM 2022
A usina de Itaipu, em Foz do Iguaçu (PR), fechou 2022 com a marca histórica de 100% de Eficiência Operativa, medida pelo Fator de Capacidade Operativa (FCO). Na prática, significa que toda a água recebida pelo reservatório foi utilizada para a geração de energia, sem necessidade de abertura do vertedouro. Segundo o gerente do Departamento de Operação do Sistema (OPS.DT), Rodrigo Gonçalves Pimenta, essa situação é rara porque o reservatório de Itaipu opera em um modelo de fio d’água, ou seja, não possui grande capacidade de armazenamento de água. Todo o volume de água que chega até a barragem precisa seguir o fluxo do rio, seja gerando energia, por meio das unidades geradoras, ou escoado pelo vertedouro. “O FCO é estabelecido pela relação entre energia gerada e energia disponível. Em 2022 conseguimos planejar o atendimento às demandas dos sistemas elétricos brasileiro e paraguaio, utilizando toda água que foi aportada no reservatório, sem a ocorrência de vertimento, resultando em um aproveitamento máximo do nosso principal insumo”, explica Pimenta. Outro dado importante do balanço diz respeito à manutenção das unidades geradoras. A Indisponibilidade Forçada – quando há necessidade de parar uma máquina para manutenção não programada – foi de apenas 0,09%. Este é o décimo ano consecutivo que a Diretoria Técnica cumpre a meta de manter esse número abaixo de 0,5%. “É o resultado de um trabalho bem-feito das equipes binacionais de Operação e Manutenção, que permite identificar falhas em tempo hábil para programar as paradas e não afetar a produção”, destaca o gerente. A disponibilidade das unidades geradoras foi de 97,25%, bastante expressiva, representando a terceira melhor já registrada pela empresa. Em termos de produtividade, 2022 também teve números muito positivos. Superando a maior crise hídrica desde sua operação, Itaipu atingiu o segundo melhor resultado de produtividade da série histórica, o que representou um ganho de 3,4 milhões de MWh (aproximadamente 5%) na produção do ano. Em 2022 a usina gerou 69.873.095 MWh, percentual 5,28% superior ao da produção registrada em 2021. Apenas como comparação, a produção de Itaipu foi equivalente à soma das duas maiores usinas hidrelétricas do Brasil, Tucuruí e Belo Monte (vide tabela abaixo). Essa produção de Itaipu possibilitou que fosse atingida, no dia 27 de dezembro, a marca de 2,9 bilhões de MWh gerados desde que entrou em atividade, em maio de 1984. Nenhuma outra hidrelétrica no mundo produziu tanta energia em sua história. Além de grande produtora de energia limpa e renovável, ao longo do ano passado a Itaipu e todo o bloco das usinas hidrelétricas se destacaram em outro papel fundamental para o setor elétrico: o de reserva estratégica, contribuindo para a segurança do suprimento diante da intensa expansão das fontes renováveis intermitentes, como a solar e eólica. Principais dados técnicos de Itaipu em 2022 Fator de Capacidade Operativa (FCO) 100% Geração (MWh) 69.873.095 Produção acumulada desde 1984 (MWh) 2,9 bilhões Produção das principais hidrelétricas brasileiras em 2022 Usina Geração (MWh) Complexo Belo Monte 37.138.721 UHE Tucuruí 32.745.318 UHE Santo Antônio 17.843.770 UHE Xingó 15.390.444 UHE Jirau 14.011.795 UHE Ilha Solteira 10.022.666
