O Globo – 30/10/12
Comentário do ILUMINA: A notícia é muito ruim para todos nós consumidores, mas é também uma oportunidade para entender os problemas do modelo mercantil implantado em 1995 e que, apesar do racionamento, ainda permanece incólume. Imitando sistemas térmicos, adota-se um “certificado” de energia, fixo para cada usina, apesar da grande vantagem brasileira ser a variabilidade de despacho. Assim, essas térmicas caras, algumas com problemas de operação, ganham um valor de energia como se estivessem gerando. A EPE, responsável pela metodologia que “emite” esse certificado, usa critérios que, comparados aos do ONS, são otimistas, ou seja, projeta uma capacidade de atendimento da carga acima da realidade operativa. Assim, essas térmicas que agora são necessárias fisicamente, já estavam computadas na oferta antes do seu funcionamento. Até esse momento, geravam em seu lugar as hidráulicas. Pela regra do planejamento, elas só deveriam ser acionadas quando o seu CVU (custo de geração) ultrapassasse o CMO (custo marginal de operação). Mas, como o ONS sabe do risco que está correndo, despacha antes desse momento (fora da ordem de mérito). Isso significa que uma conta salgada virá no ano seguinte, mas mostra também que há muita coisa esquisita nessa modelagem.
Parte das termelétricas que foram acionadas não funcionou
BRASÍLIA — A capacidade de geração do sistema elétrico do Nordeste brasileiro se aproxima do limite. Na virada de sexta-feira para sábado, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) decidiu acionar a carga máxima de energia a partir de usinas térmicas na região, que funcionam com óleo diesel, para preservar um volume de água nos reservatórios acima do nível crítico. No domingo, a folga dos reservatórios em relação ao patamar crítico era de apenas 5,8%. A decisão foi elevar o teto para além dos 3 mil megawatts (MW) médios, mas, ainda assim, o nível dos reservatórios continuou a cair. Isso porque parte das termelétricas previstas para entrar em operação não funcionou por falta de combustível ou por necessidades de manutenção. A maioria delas não era acionada desde 2008.
Depois de ter autorizado o acionamento de 2.100 MW médios de termelétricas a óleo emergenciais no dia 18, para manter o nível seguro dos reservatórios, o ONS indicou o acionamento total dos 3.589 MW médios disponíveis no país. No domingo, porém, segundo o ONS, 2.860 MW médios foram usados, ou 80% do total. Pelo menos três térmicas que deveriam ter entrado em operação não foram capazes sequer de acender uma lâmpada no domingo e outras ficaram muito aquém de gerar o que estava programado.
‘Sistema de proteção não funcionou’
O acionamento total das térmicas vai aparecer com mais tempo, porque a inércia do sistema é muito grande, segundo a assessoria de imprensa do ONS. “Até reverter esse sistema de queda (dos reservatórios), leva um tempo”, explicou o ONS.
No domingo, continuava a cair o nível dos reservatórios no Nordeste, onde a situação é mais crítica e onde houve apagão na semana passada.
Segundo afirmou ontem o ministro interino de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, o sistema de proteção da linha de transmissão Colinas-Imperatriz não funcionou, e, por isso, o apagão da semana passada se propagou por área tão extensa do país. A Taesa, no entanto, afirmou que ainda investiga se uma descarga elétrica natural teria atingido uma linha de transmissão.
No Sudeste e no Centro-Oeste, o nível dos reservatórios também continua a recuar, com folga de apenas 9,7% em relação ao patamar crítico.
Grandes consumidores de energia elétrica avaliam que, se o governo houvesse avançado na regulamentação proposta em 2010 — que abre espaço para a negociação no mercado livre das sobras de energia —, as indústrias poderiam vender seus excedentes e aliviar o sistema nas condições atuais. Essa possibilidade poderia resultar em redução de custos para o país, já que os consumidores pagam mais pela energia das usinas térmicas, que têm sido acionadas para suprir a demanda.
Em 2010, o Ministério de Minas e Energia colocou em audiência pública uma portaria com essa possibilidade de renegociação. Na prática, os grandes consumidores com contratos de longo prazo poderiam funcionar como geradores e revender parte da energia contratada.
Com o valor recorde da energia no mercado hoje, de R$ 364,61 por megawatt-hora (MWh), poderia ser até mais interessante para certas empresas revendê-la do que consumir, o que minimizaria a necessidade de acionamento de usinas térmicas com custo de até mais de R$ 1 mil por MWh.
— Com essa possibilidade, uma indústria de cloro-soda (de consumo intensivo de energia) poderia parar de produzir por 15 ou 20 dias, de forma voluntária, aliviando o sistema — disse Paulo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres (Abrace).
Especulação com excedente
Havia a expectativa no mercado de que essa regra viesse com o pacote de medidas para reduzir o preço da tarifa de energia, em setembro, o que não ocorreu. Na ocasião, o ministro Márcio Zimmermann disse que o governo ainda não tinha uma posição definida sobre o tema, o que poderia ocorrer em breve. O governo teme que indústrias comecem a atuar como especuladores com a energia, se aberta a possibilidade de renegociarem essas sobras que não consomem.
— Essa norma traria mais eficiência econômica ao sistema de energia elétrica, porque, ao revender excedentes, as grandes empresas podem segurar o preço e impedir que todos os consumidores paguem mais pela energia — disse Pedrosa.
A alta do preço da energia no mercado deverá reduzir em parte o desconto médio de 20,2% que o governo prometeu para fevereiro, com a renovação das concessões antigas e os cortes de tributos, porque as tarifas são calculadas a partir do custo das empresas do setor elétrico, que acompanham o valor do MWh corrente.
