A Crise da Energia Elétrica: Aspectos Sistêmicos e Estratégicos
Introdução
O texto a seguir explica suscintamente alguns pontos ainda obscuros da crise energética e que estão relacionados às características do sistema brasileiro e a modelo de organização imposto ao setor .
Cabe salientar que os pontos aqui levantados estão ligados a particular geografia brasileira e a forma de gestão desses recursos para a produção de energia. Os métodos de operação e planejamento da indústra de eletricidade desenvolvidos no Brasil, são, na realidade, os grandes responsáveis pela disponibilidade de energia barata que foi proporcionada ao país até bem pouco tempo.
Características Brasileiras
Ao contrário da maioria dos países que desregulamentaram seu mercado de energia elétrica, onde a geração é de origem térmica, o Brasil possui um parque com predominância de usinas hidroelétricas. Aparticipação dageração de origem hídrica supera 90% do total produzido.
Formado por rios de planalto que traçam trajetórias suaves em direção ao mar, nossos rios, quando represados, tendem a formar grandes reservatórios de acumulação cuja característica principal é sua regularização plurianual. Isso faz com que a maioria dos reservatórios brasileiros levem anos para esvaziar. Esse fato tem implicações muito importantes na gestão desses recursos para a geração de energia elétrica. Energéticamente, isso implica numa lógica de operação de longo prazo . As decisões operativas tomadas no presente são avaliadas em função de seu reflexo em um horizonte futuro de até 2 anos.
Em função da aleatoriedade das afluências, que, em países de clima tropical, apresentam grande variabilidade, existe sempre uma possibilidade de ocorrerem sequências de baixa hidraulicidade. Como algumas bacias hidrográficas estão sob regimes pluviométricos diferentes, é possível, através de uma gestão integrada das usinas, obter uma maior disponibilidade de energia. Essa estratégia evita vertimentos desnecessários gerindo o atendimento da demanda com grande economia. Assim, a gestão das usinas interligadas elétricamente é atualmente responsável por um acréscimo de cerca de 20% de energia disponível
MaleabilidadeEssa caracterstica confere ao setor elétrico brasileiro uma maleabilidade incomparável com outros sistemas: Trata-se de uma aparente sobra de energia que um parque hidráulico desse porte proporciona. Na realidade não há sobras de energia pois os recursos hídricos represados nos reservatórios serão transformados em energia no futuro. As dimensões do sistema de reservatórios brasileiros é tal, que neles, estão guardadas as energias que serão consumidas até 3 ou 4 anos adiante. A mensuração do risco de déficit é o termômetro que indica se os recursos energéticos estão sendo utilizados preservando-se um nível de garantia adequado. Um risco de déficit de energia da ordem de 10% já é considerado muito alto, dadas as conseqüências desastrosas de um racionamento na economia.
Ao contrário do que dizem as atuais autorides do setor, a dependência hidrológica é uma vantagem . Além do custo de geração mais baixo o sistema hídrico proporciona suprimento de energia mesmo quando, como agora, não há investimento suficiente. Aproximadamente, em função do crescimento do mercado, o Brasil necessita de 4000 MW novos a cada ano. O acréscimo de capacidade de geração nos ultimos 3 anos não ultrapassou a média de 2000 MW anuais.Fosse o Brasil atendido por usinas termoelétricas, observados esses déficits de novas unidades, já estariamos sob racionamento . Se não estamos é porque estamos consumindo hoje a energia guardada nos reservatórios para ser consumida em 2001. Essa maleabilidade, só um sistema hídrico como o brasileiro proporciona. Essa vantagem, entretanto, pode ser utilizada para esconder da sociedade a real situação de deterioração das reservas e da confiabilidade do sistema . O atual govêrno está se utilizando dessa dessa situação para camuflar o desabastecimento que se torna cada dia mais provável. Essa política de utilização desses recursos é predatória, pois atende as necessidades do presente comprometendo o futuro
Modelo ConcorrencialNesse ponto cabe comentar o quão complexa é a implantação de um modelo concorrencial ao sistema brasileiro . A idéia básica da liberdade de mercado embutida no modelo inglês é a separação do suprimento de energia em 3 atividades distintas: Geração, Transmissão e Distribuição. A atividade de transmissão, supostamente neutra em relação ao mercado, viabilizaria as transferências físicas correspondentes a relações comerciais livres entre o consumidor e as empresas geradoras que concorreriam via preços por mercados.
O primeiro problema se configura pelo efeito não neutro que a transmissão de grandes blocos de energia têm sobre a questão da disponibilidade energética no sistema brasileiro.Um exemplo concreto desse fato é a atribuição de 600MWmed à linha norte-sul como um artifício para contornar a difícil discussão de quem se apropria de novas energias que surgem pela melhora da estratégia de gestão da operação . Esta solução é, no mínimo, exdrúxula, ainda mais porque todo o sistema de transmissão está envolvido nesse ganho energético e não apenas a interligação. Esse aspecto poderá ensejar inclusive contestação judicial no futuro. Além disso, provávelmente, se algum planejamento for aplicado à expansão do sistema, outros ganhos similares irão surgir. Esse aspecto é aliás uma dos aspectos fonte de problemas na regulamentação do setor, ainda incompleta.
Outra característica do mercado brasileiro que não recomenda a implantação de um modelo concorrencial é o fato de que a taxa de crescimento do consumo tem sido de 5% anuais em média. Esse acréscimo de energia significa que todo ano o total consumido no País se acresce do consumo do estado do Paraná ou ainda de tudo o que consome o setor da indústria Química. Nesse quadro de crescimento constante é muito difícil estabelecer um eqüilíbrio entre oferta e demanda.A concorrência por si só não trará queda de preços. É necessário garantir no mínimo um eqülíbrio entre oferta e demanada em um mercado crescente
Deterioração da ConfiabilidadeA perda da chamada confiabilidade do sistema elétrico é o ponto central do sistema elétrico brasileiro. Até a implantação do modelo de desregulação, o critério adotado para a garantia de energia era de um risco de ocorrência de qualquer déficit de, no máximo, 5% . Esse era um compromisso implícito assumido pelos gestores da política energética brasileira e praticamente desconhecido da sociedade. Recentemente esse critério foi alterado relaxando-se o conceito de " ocorrência de déficit": Só seriam considerados déficits aqueles que ultrapassam 5% do mercado . Essa mudança por si é uma quebra consideravel da medida padrão de garantia pois, ná prática significa no mínimo dobrar a taxa de risco pelo critério anterior. Nem assim conseguiu-se manter um nível de confiabilidade aceitável. Basta consultar o Plano Decenal de Geração e verificar os índices previstos para o próximo ano.
A recomendação dos consultores internacionais Coopers&Lybrand na reformulação conceitual do modelo é a adoção de um novo parâmetro: o "custo do déficit" ao invés da taxa de risco . Assim, a partir dessa conceituação, a taxa de risco seria a resultante de forças de mercado e poderia flutuar pois seria o resultado de uma "resposta da sociedade" ao "custo do déficit". A partir da valoração de possíveis déficits futuros e do custo de combustível em térmicas no presente é possível calcular um preço de mercado para a energia ou preço "spot".
O que ocorre é que o estudo e o conseqüente debate em torno desse critério (custo do déficit) está longe de ser concluído. No entanto, o Mercado Atacadista de Energia está prestes a inaugurar compras e vendas de blocos de energia. Nesse quadro de regulamentação incompleta e de indefinição da taxa adequada de confiabilidade estaremos assistindo a venda de "excedentes" quando na realidade eles não existem. Na atual situação, o "excedente" comercializado no MAE, se faz à custa da perda de confiabilidade de todos os outros partipantes do mercado.
No MAE, esse preço já atingiu patamares de até 10 vezes a tarifa de geração, indicando falta de energia no futuro, entretanto esse fato foi suficiente para induzir novos investimentos por parte do setor privado. Em função dessa falta de investimentos em novas usinas e da mudança de critério já citada , a confiabilidade energética caminha para um nível 3 vezes pior do que o anterior. O aspecto perverso com o consumidor é que isso se faz sob um nível tarifário bem maior do que o anterior às privatizações. É óbvio que essa é uma total inversão de valores éticos no relacionamento dos gestores da política energética com a sociedade brasileira, pois reza a lógica que quanto mais confiável for um sistema, maior seu preço e não ao contrário como no Brasil.
De quem é a responsabilidade pela deterioração desse nível de garantia? Das empresas geradoras? Das distribuidoras? Da ANEEL? Esse é um ponto que permanesce indefinido.
O índice de risco, ou, confiabilidade energética , num primeiro momento, é responsabilidade do conjunto de empresas reunidas no Operador Nacional do Sistema , não podendo ser atribuído a nenhum gerador ou distribuidor isoladamente. Em um segundo momento é responsabilidade do gestor da expansão, que no atual contexto é o Ministério de Minas e Energia . Observe-se que qualquer consumidor de energia elétrica é um cliente de todo o sistema no que se refere a continuidade e confiabilidade de energia. Se houver o racionamento, a quem dirigir a reclamação?
A equivocada tentativa de deixar ao "sabor do mercado" a expansão do sistema levou a essa situação. Na realidade o estado deve ter um papel interventor no caso da resposta insuficiente do setor privado. A concepção do pífio papel do estado está na adoção de um planejamento apenas indicativo por parte do MME. Essa concepção precisa ser alterada com urgência pois o risco de enfrentar o desabastecimento sem alternativas está cada vez maior
A Situação atualOs Planos elaborados desde 1996 previram, para 2000, aproximadamente a mesma demanda.É bem provável que essa previsão fique abaixo da realidade. Por outro lado, 1999 terminou sem que parte significativa da capacidade geradora adicional inicialmente prevista tenha sido instalada ou esteja disponível. O mesmo deverá acontecer em 2000. Daí as elevadas probabilidades de ocorrerem déficits superiores a 5% do mercado, já previstas no Plano Decenal de Expansão 1999-2008, da ordem de 10% para 2000 e 6% para 2001.
O próprio plano Plano indicacustos de déficit da ordem de US$ 500/MWh . Um déficit de 1000 MW, ao longo de apenas seis meses, ou de cerca de 4000 GWh, custaria então ao país US$ 2 bilhões, enquanto o investimento requerido para implantar uma usina a gás, da mesma potência , seria da ordem de US$ 800 milhões, segundo os defensores dessa opção energética.
Percebe-se que a iniciativa privada não reagiu a tais evidências. Aparentemente aguarda condições ainda mais favoráveis para desempenhar o papel que lhe foi reservado. As tarifas de geração, que quando aferidas em dólares, não são atrativas e a perspectiva de poder adquirir usinas já prontas, no processo de privatização, são possíveis razões para o setor privado não assumir tal função . Assim, o Governo Federal , constitucionalmente responsável pelos serviços de energia elétrica, continua arcando com as responsabilidades e riscos inerentes à essa situação.
A figura abaixo ilustra a situação da evolução da energia armazenada no sistema sudeste e sul nos últimos meses. Essa figura mostra a situaçào de armazenamento de energia no Sistema Sul -Sudeste nos anos 1999 e 2000. Observe-se que a trajetória do armazenamento esse ano esteve sempre abaixo da ocorrida em 1999. Cabe salientar que o ano de 1999 já apresentava uma razoável deterioração do nível de garantia, pois pode-se observar que o nível máximo atingiu 70%, quando em períodos de equuilíbrio entre oferta e demanda é normal o enchimento dos reservatórios. Além do aspecto energético é importante lembrar do efeito associado de perda de capacidade de geração decorrente da menor queda d’água nos reservatórios. Esse fenômeno agravará o suprimento da ponta do sistema nos meses de Outubro e novembro.
Plano Decenal de Expansão 2000-2009
Ao descrever o plano para os próximos 10 anos, o documento declara textualmente que o objetivo do trabalho é "definir quando, onde e como expandir a oferta de energia elétrica de forma a atender o mercado consumidor dentro dos critérios de garantia, confiabilidade e continuidade . Basta examinar o gráfico que mostra a evolução dos riscos de déficit (leia-se confiabilidade) dos sistemas para o período, para se chegar a conclusão que nenhum dos objetivos foi atingido. Observe-se que esses riscos, se traduzidos para o critério anterior, chegam a atingir índices no mínimo iguais a 17%, certamente um record.
As hipóteses de mercado assumidas para esse sofrível desempenho da oferta são até modestas: Serão bem piores se a economia se recuperar como já admitido pelas autoridades econômicas. O percentual máximo de crescimento admitido no cenário do plano é de 5,5% . Em média o mercado cresceria 4,7% ,aproximadamente a taxa verificada na estagnada década de 90. Os dados históricos revelam que em períodos de recuperação econômica o mercado de energia elétrica cresce cerca de 7% em média.As hipóteses do cenário de oferta são otimistas: Intercâmbio com a Argentina de 2000 MW apenas no sentido Argentina para o Brasil. Nesse cenário a Argentina teria sempre excedentes para vender ao Brasil. Considera diversas obras com concessão ou autorização já outorgadas porém não iniciadas. Considera 17.469 MW de térmicas que entrariam entre 2001 e 2004. Há sérias dúvidas quanto a essa possibilidade. Considera quase 7000 MW de projetos "indicativos" que nem concessão autorizadas têm.
Impacto sobre os preços
É importante atentar para o total decompromisso com o princípio de modicidade da tarifa de energia . Esse descompasso fica evidente com a predominância de uma expansão térmica a gás natural do plano. O preço de geração dessas usinas está estimado em R$ 70/MWh, praticamente o dobro da tarifa média de geração hoje . Essas usinas submetidas ao regime de consumo "take or pay" serão obrigadas a funcionarem "na base" do sistema, operando praticamente 100% do tempo. Esse modo de operação, chamado de não complementar ao parque hidrológico , é desotimizador do sistema como um todo , uma vez que em períodos de grande hidraulicidade, estaremos vertendo água e queimando combustível importado e pagos em dólares. A única hipótese para contornar o problema é a implantação de um mercado interruptível para o gás, ambiente que a Inglaterra levou 15 anos para conseguir implantar. O impacto sobre o preço médio de geração da energia no Brasil será muito maior do que o simples "mix" dos preços pois o efeito da não complementariedade irá aumentar ainda mais a influência das térmicas.
Impacto sobre a segurança do sistema.
O sistema de transmissão brasileiro foi planejado em conjunto com a expansão da geração. A solução emergencial das usinas térmicas a gás causa uma série de impactos na atual configuração do sistema de transmissão que nem sequer foram avaliados. A inclusão de tantas usinas térmicas sem planejamento, entre outros problemas, tornarásuperada as proteções contra curto-circuito de todo o sistema . Toda vez que se expande a geração através de usinas próximas aos centros de carga, em pontos não planejados, os níveis de proteção do sistema devem ser revistos. No plano do govêrno não há menção desse problema, que além de ser um custo a mais, esbarra também na separação contábil da transmissão
Alternativas para enfrentar a crise.A principal medida a se adotar para enfrentar a crise é reestabelecer uma política de planejamento. Passa ser crucial a gestão dos recursos hídricos e de combustíveis para que o impacto seja o menor possível. Nesse sentido é um contrasenso a constatação de que as usinas térmicas não foram totalmente despachadas "na base" durante o verão passado, pois os sinais da crise eram evidentes. Isso mostra existir uma sub-avaliação de déficits futuros no âmbito da operação que parece operar os reservatórios como se não fossem plurianuais.
Todas as alternativas disponíveis para enfrentar a situação de desabastecimento dependem do estabelecimento de uma política energética que não parece ser o forte no atual govêrno. Entre todas, a que mais chama atenção como uma alternativa simples e sempre timidamente tratada é a conservação de energia. Apenas como exemplo citamos alguns números relativos ao uso de eletricidade para iluminação
Potencial de Conservação em Iluminação
O Balanço de Energia Útil, publicação do Ministério de Minas e Energia datada de 1993 é o estudo mais recente sobre a utilização de energia elétrica no Brasil. Este estudo divide o uso de energia nas seguintes classes:
| USO | Descrição | Exemplos |
| Força Motriz | Energia consumida em motores elétricos de todos os tipos. | Esteiras de montagem, elevadores, trituradores, ec |
| Calor de Processo | Energia consumida em Caldeiras e Aquecedores Elétricos | Geração de Vapor na Indústria |
| Aquecimento Direto | Energia consumida em Fornos e Secadores Elétricos | fornos à arco elétrico, fornos de indução, aquecimento resistivo, aquecimento por micro ondas |
| Iluminação | Energia consumida em Iluminação | |
| Eletroquímica | Energia consumida em processos eletroquímicos | Eletrodos, cuba eletrolítica, galvanoplastia, processos utilizados na produção de alumínio e soda-cloro |
| Outros Usos | Energia gasta por equipamentos de telecomunicações, computadores, etc |
A estrutura de consumo de energia por tipo de uso e por setor está mostrada na tabela abaixo.
| Força Motriz | Calor de Processo | Aquecimento Direto | Iluminação | Eletroquímica | Outras | Total | |
| Agricultura | 3,2% | 0,0% | 0,0% | 0,1% | 0,0% | 0,0% | 3,3% |
| Indústria | 28,1% | 1,9% | 11,4% | 1,5% | 7,4% | 0,5% | 50,8% |
| Residencial | 9,3% | 5,0% | 0,7% | 5,4% | 0,0% | 1,8% | 22,2% |
| Serviços | 4,9% | 0,2% | 0,7% | 5,7% | 0,0% | 0,3% | 11,9% |
| Público | 3,3% | 0,0% | 0,4% | 4,8% | 0,0% | 0,0% | 8,5% |
| Energético | 3,0% | 0,0% | 0,0% | 0,2% | 0,0% | 0,0% | 3,3% |
| 51,8% | 7,2% | 13,2% | 17,8% | 7,4% | 2,5% | 100,0% |
Supondo que essas proporções sejam válidas, e aplicando as proporções ao consumo total de energia elétrica ocorrido em 1999 (291 TWh), teriamos aproximadamente os valores da tabela baixo:
| Tipo de Uso | TWh |
| Força Motriz | 151 |
| Calor de Processo | 21 |
| Aquecimento Direto | 39 |
| Iluminação | 51 |
| Eletroquímica | 22 |
| Outras | 7 |
| Total | 291 |
Evidentemente cada um dos usos teriam medidas apropriadas de conservação, entretanto o uso Iluminação sobressai como o mais evidente via substituição de equipamentos mais eficientes. Supondo que apenas metade desse consumo fosse passível dessa substituição e assumindo lampadas 4 vezes mais eficientes, a economia de energia atingiria aproximadamente 13 TWh. Esse consumo corresponde aproximadamente ao consumo dos estados da região centro-oeste (4% do consumo total). Em termos de capacidade de geração, aproximadamente 2500 MW seriam desnecessários)
Em termos de custo, trata-se de substituir lâmpadas que custam por volta de R$1 por outra que custa R$ 20. Isso significa R$ 19 por lâmpada, e, assumindo uma potência média de 40W, esse investimento corresponderia a R$ 0,60/W ou R$600 /kW . Ou seja, caso o govêrno fornecesse gratuitamente esse equipamento, esse "investimento" é cerca de 2 vezes mais barato do que qualquer expansão da capacidade instalada . Uma política de incentivo a essa substituição é uma alternativa a ser considerada. Entretanto, uma extensa negociação com fabricantes, distribuidoras, geradoras e consumidores seria necessária para viabilizar esse financiamento. Resumindo, é preciso que se ressucite uma política energética e que ela inclua a questão de conservação.
A Questão do RacionamentoCom os índices de risco já assumidos pelos condutores da reforma do setor elétrico, é bem possível que se adote alguma forma de racionamento preventivo num futuro não muito distantes. Essa medida poderá vir sob nomes mais pomposos como Redução Voluntária de Demanda ou Gerenciamento da Demanda.
É interessante examinar o que ocorre com empresas privadas de serviço público nos Estados Unidos quando há uma queda na confiabilidade. Recentemente, em palestra na USP, o economista Gregory Palast, ex-funcionário de uma agência reguladora americana, relatou o que ocorreu com a empresa de gás em Chicago: Ao investigar as condições de fornecimento na cidade e constatar perda de pressão decorrentes de vazamento em velhas tubulações, a punição foi coerente e exemplar. Baixou-se a tarifa dos consumidores afetados até que se substituisse as tubulações e se restaurasse a confiabilidade do sistema. Menor confiabilidade, preços menores. Esse é o princípio básico que protege o consumidor.
Caso o racionamento seja adotado essa é a oportunidade para introduzir esse princípio. Não é justo que o consumidor pague o mesmo preço por produtos diferentes. É preciso dar um sinal econômico atrelado à confiabilidade que faça os investidores entenderem que para recuperar seus lucros e sua margem, é preciso investir. Energia racionada têm que custar mais barato!
