Custo do déficit? Se muitas vezes já é complicado calcular os custos do suprimento de energia elétrica, imaginem como calcular o custo da falta dele. Custo para quem? No caso do sistema brasileiro, a maior rede interligada de energia, a coisa se complica ainda mais, pois todos os consumidores são atendidos por essa rede e, sendo assim, como calcular um único custo, já que ele depende da situação particular de cada um. Observem que não se trata do custo da interrupção do fornecimento, mas sim de racionamento. É um parâmetro que irá balizar o nível de investimentos adequados a um nível de risco que, em última instância, é determinado pelo custo do déficit.
Em primeiro lugar, o valor é uma penalidade nos planos de operação do sistema. Numa avaliação probabilística procura-se estabelecer uma estratégia de uso da reserva do sistema interligado que minimize o custo total do sistema.Uma parte do custoé o do déficit. O dilema é que ao se decidir utilizar a água armazenada para atender o mercado pode-se arriscar o suprimento futuro. Diminui-se o custo hoje, porém pode-se aumentar o custo depois. Se, ao contrário, resolve-se guardar a água, assume-se um custo maior hoje em benefício de um custo menor adiante. Portanto, busca-se uma solução intermediária que, ao longo do tempo, minimize os custos sem arriscar o futuro.
No planejamento da expansão, se for seguido o princípio da modicidade tarifária, que, teoricamente, deveria prevalecer no setor, ai também o custo do déficit tem uma grande influência. Na busca de atender o mercado ao menor custo, o sistema deve suprir a demanda até que o custo de prover mais 1 MWh “estressando” o parque instalado (Custo Marginal de Operação – CMO) não ultrapasse o custo de abastecer esse mesmo MWh a mais construindo uma nova usina (Custo Marginal de Expansão – CME). E o que é o custo de “estressar” o sistema senão avaliar o custo de operação incluindo ai o custo dos déficits que provavelmente ocorreriam?
Portanto, o custo do déficit (CD) é, com certeza, o número mais importante do setor, pois afeta a tudo e a todos. Senão vejamos:
1 – A demanda que, ao ser supridaiguala o CMO ao custo de uma nova usina (CME) é conhecida no setor como carga crítica. Esta deveria ser igual à energia assegurada do sistema. Se aumentarmos o CD, automaticamente diminuímos a energia assegurada do sistema. Nesse caso, estamos alterando duas grandezas da maior importância:
a – A participação das usinas térmicas no sistema interligado
b – A energia assegurada do sistema, das hidráulicas e das térmicas.
Não é estranho que estaremos realizando leilões quando uma mudança de critérios pode mudar a quantidade de energia leiloada?
2 – O preço de curto prazo pelo qual se fazem os ajustes e ainda se dá a complementação térmica, seria bastante afetado. Todos os fechamentos do MAE se alterariam.
3 – Sob um novo critério de confiabilidade, dado por um CD reavaliado, será que teremos um cenário confortável desuprimento até 2008?
4 – Não parece óbvio que quanto mais profundo for o déficit, mais alto deve ser o seu custo? Porque será que propõem um custo único bem mais alto do que o atual? Aguarde, aqui, na página do ILUMINA outras reflexões sobre essa questão.
Aneel e Ipea iniciam mudança na metodologia do custo de déficit
Objetivo é atualizar dados que baseiam formulação do valor da energia em caso de racionamento
Oldon Machado, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre
27/8/2004
O grupo técnico da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Instituto de Política Econômica Aplicada já iniciou os estudos para aprimorar a metodologia de determinação da curva do custo do déficit de energia. O trabalho será formulado através de um convênio firmado esta semana entre a entidade de pesquisa e o órgão regulador, que resultará no aperfeiçoamento da regulação econômica e técnica do setor elétrico. A revisão da metodologia será o primeiro desses trabalhos.
A elaboração de uma nova fórmula de precificação do custo do déficit foi indicada pela resolução 682/03, que estabeleceu os valores da energia para este ano, em caso de racionamento. No documento, a entidade solicitou a execução do trabalho por “instituições de comprovada competência técnico-econômica”. A coordenação caberá a uma força-tarefa composta por integrantes da Aneel, Mercado Atacadista de Energia Elétrica e Operador Nacional do Sistema Elétrico.
De acordo com o superintendente de Estudos Econômicos do Mercado da Aneel, Edvaldo Alves de Santana, um dos principais objetivos com o trabalho a ser desenvolvido pelo Ipea será atualizar as variáveis utilizadas pela Aneel para a composição dos valores. “Atualmente, temos uma base de dados defasada em até 10 anos. O PIB utilizado nesse último trabalho, por exemplo, foi o de 1996. Nossa intenção é melhorar essa metodologia”, ressaltou o superintendente.
Santana frisou que os valores fixados na resolução não serão reavaliados, apenas a metodologia. Os patamares do custo de déficit são atualizados a cada 12 meses, com base no IGP-DI. Neste ano, uma redução de carga de até 5% no sistema está precificada em R$ 749,52 por MWh. Entre 5% e 10% de racionamento, o custo seria de R$ 1.616,95 por MWh, e de R$ 3.378,93 entre 10% e 20%. Redução de carga acima dos 20% custaria R$ 3.839,76 para cada MWh.
O executivo evitou julgar os custos atuais de déficit. “Não dá para ter a noção se os valores são altos ou baixos. É muito relativo, depende de vários fatores”, disse. Os geradores térmicos são os que mais defendem mudanças na precificação. Eles consideram que a adoção de um custo baixo em 2001 (R$ 640 por MWh) foi um dos motivos para o racionamento, retardando a utilização das térmicas e provocando um maior uso dos reservatórios das hidrelétricas.
