As abstratas metas, abertas ou fechadas.

“Nós não vamos colocar uma meta. Nós vamos deixar uma meta aberta. Quando a gente atingir a meta, nós dobramos a meta.” – Dilma Rousseff.

A incrível frase impressiona pelo seu grau de abstração. Se fosse uma equação teria solução indefinida, pois qualquer número serviria para solucioná-la. Entretanto, por incrível que pareça, essa frase é uma “lição” para o setor elétrico brasileiro. De modo inverso, o setor “colocou” uma meta abstrata que já se mostrou equivocada há tempos e, apesar disso, não é sequer revista. A lição é: Se a meta é abstrata, é melhor deixa-la aberta.

Para aqueles que imaginam que o pior já passou, lamentamos informar que outras trapalhadas nos esperam. Diversos aumentos tarifários ocorridos e outros por ocorrer não provêm de aumentos reais de custo, mas se originam justamente nos efeitos abstratos da modelagem adotada no Brasil. Estamos falando da Garantia Física, abstrata e excêntrica “meta” que causa um déficit hídrico ou Generation Scaling Factor, um anglicismo que evidencia um colonialismo e uma pouca relação desse sistema com a nossa realidade.  Essa diferença da meta cria uma conta que já se aproxima de R$ 40 bilhões e, no momento, ninguém sabe o que fazer com ela, a não ser jogar nas costas do consumidor.

Como entender toda essa confusão? Apesar da complexidade, vamos tentar explicar. Mas quem estiver sem paciência para ler, pode pular para o item Conclusão no final do artigo.

 

Com certeza, a grande maioria dos consumidores não sabe que as usinas brasileiras, sejam elas hidráulicas ou térmicas, não vendem a energia que produzem. Essa afirmação geralmente provoca o franzir de cenhos, pois fomos condicionados a crer que energia elétrica é uma mercadoria como outra qualquer. Vende-se o kWh produzido num mercado perfeito. Ledo engano! Essa crença, que já é uma espécie de temeridade em países cuja base é térmica, no Brasil, é muito mais do que isso. É uma religião “fundamentalista”.

Aqui, a “oferta” de cada usina é contabilizada como uma repartição da produção total do sistema e, portanto, cada uma comercializa um “pedaço” do todo. Atenção! Vamos repetir: Usinas brasileiras não vendem sua geração de energia! Vendem uma parte da produção total como se fossem membros de uma cooperativa.

Essa é uma condição que surge das nossas dimensões continentais e da climatologia tropical, onde as variações de afluências de um ano para outro mostram situações completamente diversas. Poderia ser uma desvantagem, mas o Brasil construiu há décadas um sistema para transformar “um limão” numa limonada. O sistema de transmissão, construído para levar energia de uma região para outra, exerce um papel na “arrumação” geográfica da água reservada maximizando a produção de energia, função que outros sistemas nem sonham para sua rede.

Entretanto, a moda da década de 90 entrou como um furacão no Brasil. Uma coisa parecida com o lema “one size fits all” tomou conta da cabeça dos formuladores de política imaginando que a única forma de se implantar um mercado no Brasil seria a de atribuir um valor fixo de energia para cada usina, apesar do risco da pouca relação com sua produção real.

Assim, assumindo uma situação inédita no planeta, o Brasil mergulha numa complexa metodologia para inventar uma “meta” para cada usina, a irônica “garantia física”, que é tudo menos física, pois não é um atributo da usina.

Os defensores do atual modelo dirão que em qualquer sistema as usinas não vendem exatamente a energia que produzem, pois há serviços que elas podem ser obrigadas a fazer para preservar algum nível operacional da rede. Isso é verdade, mas não se observam as diferenças que existem aqui. Como exemplo, basta dizer que, no Brasil, uma térmica pode ficar desligada por meses e ainda assim comercializar energia, pois vende “a parte que lhe cabe” do total.

Essa última frase nos coloca um imenso problema, pois descarta o simples método de repartição, a média de geração. Se aplicássemos essa “singeleza”, as usinas térmicas, com raras exceções, faliriam. Portanto, é preciso uma média ponderada para repartir essa “pizza”. O fator de ponderação tem que “desvalorizar” a geração hidráulica e valorizar a térmica. A escolha óbvia seria o preço. Mas, que preço?

Para piorar, é preciso definir essas metas antes dos leilões, pois as usinas são “valoradas” por esses “certificados” e sem ele, sequer serão construídas. Como as situações são muito variáveis, a metodologia precisa analisar como o sistema funcionaria e, aumentando o nível de abstração, ficamos obrigados a simular a operação do futuro, por mais temerária que seja essa ousadia.

Nesse momento, não temos preços, mas sim uma avaliação de custo de operação sob o ponto de vista do operador nacional, sua majestade, o CMO (Custo Marginal de Operação). Trata-se de um parâmetro que se origina de uma visão de longo prazo que traduz a conveniência de usar a reserva hídrica ou economiza-la dado um horizonte futuro que pode chegar a 4 anos.

Como o nosso histórico de afluências só tem 83 anos, basta fazer uma análise simples para ver que essa quantidade de janeiros (por exemplo) é insuficiente para ter o que se chama “confiança” em estatística. Portanto, introduzimos mais um complexo modelo matemático, o da extensão da amostra de dados de 83 anos para 2.000 anos.

Portanto, as simulações de configurações futuras geram 2.000 anos de CMO, custos mensais que indicam como o sistema operaria com aqueles dados gerados pelo modelo de afluências sintéticas. Como é impossível mostrar todos os 48.000 valores desses custos marginais, apenas para ilustrar, o gráfico abaixo mostra o custo marginal médio anual para 200 anos simulados numa configuração futura.

Dentre os seis casos onde o CMO ultrapassa R$ 1000/MWh, há valores que atingem R$ 2.130/MWh. Como não há usinas que operem nesse nível de custo, esses casos retratam a ocorrência de racionamento e influência de outra abstração, o custo do déficit, que só pelo nome é possível imaginar o grau de subjetividade.

Não dá para mostrar todos os CMO’s, mas dá para mostrar como se distribuem seus valores. O gráfico abaixo mostra a frequência de ocorrência desses CMO’s.

Um parêntese: Na opinião do Ilumina, a estranha distribuição desses custos, altamente assimétrica, a alta predominância de valores baixos e sendo o CMO um candidato a paradigma de preço de mercado, já seriam motivos suficientes para que os técnicos do setor, que conhecem essas características plenamente, se manifestassem contrários ao que está implantado no Brasil. Infelizmente, não pudemos contar com a expertise de muitos especialistas, que, por motivos misteriosos, permaneceram calados.

Vamos por partes:

1. A segunda barra amarela da esquerda para direita (R$ 112/MWh) é igual ao Custo Marginal de Expansão (CME). Ele indica que, com esse custo, pode-se expandir o sistema com uma nova usina. Em pouco mais de 3% dos casos o CMO atingiu esse valor.
2. Pode não parecer, mas esse valor é a média, pois as ocorrências se estendem até R$ 2.130/MWh, e, para fins de entendimento, essa cauda não está plotada.
3. A lógica por trás disso é que um sistema futuro deve apresentar um custo médio de operação que se iguale ao custo marginal de expansão. Esse é o critério vigente e oficial para se afirmar que o sistema analisado estaria “em equilíbrio”.
4. A primeira barra amarela é o valor mais provável dessa enorme amostra e atinge quase 9% dos casos.
5. 70% das ocorrências se situam abaixo do CME, o que mostra o elevado grau de assimetria desses parâmetros.
6. 20% se situam entre 1X CME e 2X CME.
7. Cerca de 10% dos valores de CMO estão acima de 2x CME até o máximo.

O que essa curva nos informa?

1. Que nesse sistema hipotético, em 70% do tempo, as térmicas serão usadas no seu mínimo obrigatório, sendo a sua “oferta” coberta pelas hidráulicas.
2. Em 20% do tempo, usinas mais caras que as hidráulicas serão acionadas.
3. Em 10% do tempo acionam-se as usinas mais caras, podendo ocorrer déficits.
4. Se fosse uma loteria R$ 32/MWh é a “barbada” do jogo, pois é o valor mais provável.
5. Se o Custo Marginal de Expansão (CME), no caso valendo R$ 112, se altera, a distribuição dos CMO’s se altera e as consequências devem ser reavaliadas.

Pronto! Assim, todo MWh de geração que ocorrer quando o CMO igual a R$ 800/MWh valerá 20 vezes mais do que as gerações que ocorrem quando o CMO é igual a R$ 40/MWh. Como nesse momento as térmicas estarão gerando, serão compensadas pelos momentos onde a maioria dos MWh vêm de hidráulicas.

Agora, digna de figurar numa tese de física quântica, vamos tentar desvendar a fórmula abaixo, e que divide a garantia total entre hidráulicas e térmicas.

gh são as gerações hidráulicas simuladas.

gt são as gerações térmicas simuladas.

s número de sistemas (Sudeste – Nordeste – Norte e Sul)

i número de meses do ano (12)

j número de anos do horizonte simulado (15)

k número da série hidrológica sintetizada (2000)

l número de classe térmica (carvão, óleo, diesel, biomassa, etc)

ccritica é o aumento de carga que o sistema suporta sob o critério CMOmédio = CME.

FH é a proporção da carga associada às hidráulicas

FT é a proporção da carga associada às térmicas.

Nesse momento estamos assistindo ao primeiro ato da abstração. Dividiu-se a energia do todo em duas partes, a das hidráulicas e a das térmicas (por tipo).

É melhor dar uma pausa e relembrar a lista abstrações.

1. Há um parâmetro ativo denominado custo do déficit que tenta traduzir em um único valor quanto custa faltar energia no Brasil. Valor atual: R$ 3.250,00/MWh
2. Como valores futuros têm que ser trazidos a valor presente, há uma taxa de desconto do futuro embutida. Atualmente a taxa utilizada é 6,02% a.a.
3. O cálculo é feito para uma configuração futura, uma vez que é necessário definir as “metas” antes dos leilões.
4. A simulação é feita para 15 anos a frente, um horizonte que é capaz de trazer dúvidas sérias sobre “certezas” tecnológicas e ambientais.
5. Uma vez definido os valores, se alguma usina daquela configuração imaginada não se tornar realidade, a série de CMOs seria diferente. Teoricamente os valores deveriam ser revistos. Não são.
6. Usinas mais antigas têm “metas” que foram calculadas em épocas distintas, com diferentes configurações e até critérios de operação distintos. Deveriam ser revistas. Não são.

O nível de abstração ainda parece insuficiente. Como ratear a parcela das hidráulicas entre as diferentes usinas? Se alguém entendeu o método e acha que agora é fácil, enganou-se totalmente.

Vejam o que diz a nota técnica da EPE:

“O rateio da oferta hidráulica (EH), pelo conjunto das usinas hidrelétricas da configuração, é feito proporcionalmente à energia firme de cada usina, obtidas com auxílio do modelo de simulação a usinas individualizadas MSUI. A energia firme de uma usina corresponde à geração média nos meses do período crítico, e é obtida por simulação a usinas individualizadas do sistema integrado puramente hidrelétrico, utilizando séries de vazões históricas e sendo limitada ao valor da disponibilidade máxima de geração contínua da usina.”

A nova lista de abstrações:

1. Energia Firme de cada usina? Mas não é Garantia Física? Que nova “meta” é essa? – É a pergunta que qualquer pessoa com bom senso faria.
2. Nova simulação com as “vazões históricas”? – Onde foi parar a série sintética de 2.000 anos?
3. Geração média? – Mas não era inviável o uso de geração média anteriormente? Não era uma média ponderada?
4. Período Crítico? – O que é isso?

Como se vê, o nível de abstração ficou tão elevado que até parece que outra equipe técnica assumiu a função.

Para não tornar o artigo longo e enfadonho, esclarecemos que o período crítico é o período do histórico que, partindo de reservatórios cheios fariam o sistema integrado se esvaziar completamente. Como o sistema simulado agora não tem usinas térmicas, a metodologia nada tem a ver com a anterior.

Mas é assim que se calcularam as Garantias Físicas das hidráulicas, uma “meta” que, agora, essas usinas não conseguem atingir e acumulam uma enorme dívida que certamente acabará nos bolsos dos consumidores.

Conclusão:

O gráfico abaixo mostra a curva da “meta” Garantia Física (curva vermelha) e a geração real de todas as usinas hidráulicas. A área cor de rosa mostra um longo período “cor de rosa” onde as usinas geraram bem acima da sua garantia física. De repente, depois de setembro de 2012, coincidentemente depois do anúncio da redução tarifária, a situação muda e a curva azul fica abaixo da “meta” vermelha.

• A determinação dessa tal garantia física tem uma abstração equivalente à famosa frase da presidente, como mostramos acima, se você teve “saco” de ler.
• A geração de uma usina não é determinada pelo dono da usina. É decisão do operador do sistema.
• A razão que explica o não alcance da meta é que os reservatórios estão baixos.
• Os reservatórios estão baixos porque as decisões tomadas no passado os esvaziaram.
• Esse fato fica evidente no excesso de geração do período 2009 – 2012 plotado em cor de rosa.
• As geradoras conseguiram liminares e a maior chance é que essa conta vai ser paga pelos contribuintes.
• A pergunta óbvia é por que os consumidores não se beneficiaram do excesso de geração do período róseo?
• Mesmo que os consumidores não se beneficiem, por que o período de “sobra” não gerou um surplus para ajudar a pagar o déficit de quase R$ 40 bi??
• Os estranhos saltos da Garantia Física são fruto da permissividade dos donos das usinas “sazonalizarem” o número. Assim, por exemplo, é possível ver que na contra-mão da hidrologia, reduziram a GF de Janeiro para aumenta-la no período seco onde o preço de curto prazo sobe. Especulação? Sim! E permitida!

A frase da presidente, por mais bizarra que seja, pode ser entendida como um conselho ao setor elétrico. Se é para ter “metas” abstratas, é melhor deixá-las abertas.