Esse assunto interessa a todos. A política que preserva o interesse público é a que procura expandir o parque instalado quando o custo marginal médio de operação ultrapassa o marginal de expansão. É assim que se garante a menor tarifa (No governo anterior, já em 1997, esse critério estava transgredido. Não tivemos racionamento antes de 2001 por pura sorte. Se for verdade que estamos tranqüilos até 2007, também é verdade que, muito antes de qualquer vislumbre de racionamento, o Custo Marginal de Operação médio irá se elevar). É intuitivo que, se exigimos um risco menor, diminui a parcela da energia que “merece” ganhar o certificado de segura. Alterar o CD sem rever a energia assegurada de todas as usinas do sistema seria extremamente incoerente. Além da diminuição da energia assegurada, outro efeito da mudança é que todos os preços de curto prazo no MAE se alteram e, por causa disso, aumentariaa renda das empresas que são obrigadas a vender sua geração no MAE por força da lógica operativa. E a propalada situação confortável até 2007? Será que sob um novo critério de garantia esse conforto permanece? Para finalizar o primeiro ponto, é no mínimo estranho que estejamos leiloando energias cujos valores assegurados poderão mudar pela simples mudança de um critério.
Lemos no CanalEnergia.com.br: “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”.
O ILUMINA tem procurado tratar de questões técnicas no debate do setor procurando esclarecer, da maneira mais didática possível, aspectos de difícil entendimento. Nessa busca permanente, surpreendentemente, muitos nos consideram “ideológicos” (Como se aqueles que nos criticam também não fossem, uma vez que estamos todos discutindo idéias) e outros nos rotulam de teóricos. São preconceitos que servem apenas para escapar do debate. O assunto a seguir se enquadra nessa categoria.
O custo do déficit (CD), no fundo, um outro nome para Critério de Garantia, será tratado pelo setor, ainda que tardiamente.A ANEEL quer o IPEA como responsável pelo problema. Esse é um assunto que pode parecer tecnocrático e enfadonho, mas encerra questão do mais alto interesse público com conseqüências sobre a política energética do país e sobre os preços praticados no setor. Portanto, nada mais oportuno do que tentar explicar através de uma linguagem não técnica o que está em jogo em torno desse singelo valor.
Não há nada mais subjetivo do que o custo de não ser suprido por um serviço tão essencial quanto a energia elétrica. Por ser um parâmetro visto sob a ótica do consumidor, é algo muito variável. Sua avaliação envolve custos diretos e indiretos que dificilmente são identificados em qualquer tipo de estudo. O racionamento de 2001 é um exemplo de que cálculos simplificados e feitos com relações circunstanciais não são capazes de identificar e quantificar efeitos correlatos que só são percebidos anos depois. A própria crise das empresas é resultado do racionamento. É importante observar que esse custo difere do custo da interrupção. Este seria associado a falhas enquanto o custo do déficit é associado a não suprimentos prolongados, tais como na experiência de 2001. A literatura sobre o tema versa primordialmente sobre o custo de interrupção, pois a maioria dos sistemas elétricos no mundo têm base térmica, portanto, as duas conceituações se fundem. Nesses sistemas quase não há distinção entre o problema de ponta e de energia. Portanto, há que ter um grande cuidado em utilizar exemplos de outros países.
Dada a característica peculiar de nosso sistema, onde todos são, de uma forma ou de outra, “clientes” da mesma rede, só há sentido em se calcular um custo médio, correlacionado com a atividade econômica. Portanto, ao sermos obrigados a discutir esse número mágico, é preciso deixar bem claro que estamos falando de uma grandeza com grande dispersão de valores, não só pela amplitude de efeitos que se pode considerar, mas também pela própria incerteza inerente a avaliações baseadas em estudos estatísticos.
Cientes da natureza do problema, O ILUMINA gostaria de tecer algumas reflexões a respeito da questão enfatizando dois aspectos.
1 -Para entender o primeiro aspecto, na figura abaixo, o eixo horizontal representa a carga do sistema interligado. A curva vermelha representa o que acontece com o custo se resolvemos suprir demandas crescentessem expansão doparque instalado. À medida que a carga aumenta, o custo marginal de operação (CMO) sobe, pois, não só somos obrigados a usar mais combustíveis fósseis, mais caros, como ficamos mais sujeitos a um racionamento em algum momento futuro. Nesse instante atua o custo do déficit, pois cada ponto dessa curva embute uma probabilidade de falta de energia no futuro que é valorada por esse custo. A curva verde representa esquematicamente o quanto custa atender a demanda crescente com a expansão do sistema com novas usinas. É o custo marginal de expansão (CME), traduzindo o fato que, à medida que a carga brasileira aumenta, mais caro ficará expandir o sistema.
A reta pontilhada em azul mostra a carga que iguala o CMO ao CME. Além de ser a carga crítica, essa deveria ser a energia assegurada do sistema integrado (Evidentemente estamos considerando usinas térmicas que funcionem sob uma lógica econômica, ou seja, em complementação ao parque hidráulico) pois qualquer aumento de demanda, obedecido o critério de mínimo custo,exigiria uma nova usina.
O primeiro aspecto a ressaltar é que, se o custo do déficit aumenta, a curva vermelha se desloca para a esquerda, tal como na curva vermelha tracejada. Isso significa que, para uma mesma carga, o novo CMO é mais alto do que o anterior, pois os prováveis déficits agora custam mais. Fica evidente que, sob esse novo valor, mais alto, a energia assegurada do sistema diminui, pois a curva tracejada cortaria o CME numa carga crítica menor. Nesse caso o sistema já deveria ter sido expandido antes. (Observe que essa condição não significa que o racionamento é uma certeza, mas sim que o risco que se correé incompatível com o custo que um racionamento causa.)
Portanto, camufladas atrás de um inocente número estão diversas questões de interesse da sociedade.
2 -O segundo aspecto começa por uma pergunta: Será que o Custo do Déficit deve ser definido apenas pelos economistas do IPEA? O setor pode ficar aguardando um número como se ele fosse apenas um parâmetro de entrada de todo o sistema? Apesar de ser uma grandeza que parece estar relacionada apenas no lado da demanda, esse parâmetro é parte importante da estratégia de “estoque” do operador do sistema. Em função desse valor, os reservatórios são cheios e deplecionados. O operador, para ser um bom “estoquista”, não deve deixar “esgotar” seu estoque, mas também deve saber “esvaziar o armazém” para que sejam guardadas novas mercadorias. “Abrir espaço” nos reservatórios para a nova água que chega no período chuvoso talvez seja tão importante quanto não deixar esvaziá-los.
Portanto, qual é a influência que o CD tem nessa estratégia de estoque? Ora, se o CD for muito alto (O que equivale a exigir um nível de risco muito baixo), o operador terá muito “medo” de racionamento e passará a adotar uma operação conservadora, com térmicas funcionando quase 100% do tempo. Teoricamente, quanto mais alto o CD, mais “a fio d’água” operaria o sistema. O problema é que a parcela energética acumulada nos reservatórios funciona como uma térmica a custo quase nulo, pois complementa e regulariza a energia natural das afluências. Como o sistema é integrado, a reserva é utilizada por todas as usinas, mesmo aquelas que não têm reservatório. Pode-se dizer que o uso da reserva é um competidor das térmicas (É importante lembrar que o sistema de transmissão, corretamente dimensionado, é o fator que possibilita a compartilhamento dessa reserva por todo o sistema integrado. Num certo sentido, a transmissão, nessa função integradora, também compete com as térmicas). Portanto, os investidores nesse tipo de usina estão altamente interessados na elevação do CD.
Na realidade, não é só o valor do CD que está em jogo. A questão está em se adotar custos diferenciados pela profundidade do déficit ou não. A Associação Brasileira dos Geradores Térmicos já expôs publicamente sua sugestão: R$ 2670/MWh independente da profundidade. Esse valor substituiria a curva em patamares, onde o CD vai aumentando gradativamente à medida que os possíveis déficits vão se tornando mais profundos. (Ver figura a seguir)
Custo do Déficit Canadáe Brasil
Fonte: Relatório de Progresso e Giles Coté, Head of Operation Divisio (Hydro-Quebec)
Ora, não parece ser razoável imaginar que um déficit de apenas um MWh tenha o mesmo valor unitário do que um déficit de 25 TWh. Mas, além dessa obviedade, a adoção de um patamar elevado e único tem um efeito muito importante na estratégia de administração do “estoque”.
É preciso reconhecer que nosso sistema é único não pelo fato de ser hidroelétrico, mas sim por ser um sistema de grande reserva hídrica, capaz de armazenar a energia equivalente a seis meses de consumo do sistema interligado, aproximadamente 180 TWh. Esse é um detalhe que muda radicalmente a lógica do sistema.
Um dos poucos parques de porte com semelhanças com o brasileiro é o da província de Quebec no Canadá. Lá, a Hydro-Quebec, empresa estatal responsável por um sistema que gera aproximadamente 150 TWh/ano, armazena o equivalente a 3 meses de consumo daquela província. Essa empresa, que conta com o respeitado instituto de pesquisas IREQ, também faz uso de uma cadeiade modelos muito semelhante à desenvolvida pelo CEPEL para o sistema brasileiro. A Hydro-Quebec utiliza uma curva em patamares como mostra a figura. Nesse gráfico, a título de comparação, foram colocadas também a atual curva utilizada no Brasil, os insuficientes R$ 684/MWh, vigentes durante o racionamento e a proposta da ABRAGET, todas convertidas para o dólar canadense.
É fácil perceber que os Canadenses, nas suas simulações, associam um alto custo (Can $ 3600/MWh) caso se visualize déficits de mais de 12% da sua carga. Mas, para déficits menores, o valor é bem mais baixo. O primeiro patamar, que vale até 3% da carga está valorado a apenas Can $ 50/MWh, pois, via de regra, Quebec pode comprar energia dos estados americanos vizinhos. Mas o importante é que a curva em degraus crescentes é uma forma de “função penalidade” que possibilita uma utilização da reserva hídrica mais eficiente, além de representar uma restrição mais suave sem a enorme descontinuidade que o CD único e elevado implica (Uma trajetória dos reservatórios que ficasse a 1 MWh de um racionamento estaria associada a um custo do déficit zero enquanto uma outra não muito distinta que provocasse um déficit de apenas 1 MWh teria um custo de R$ 2670).
Ninguém pode ser contrário ao aumento da garantia do setor. Entretanto, é preciso esclarecer que isso só se faz por meio de um significativo aumento de preços (Sob esse novo valor, e valendo o conceito de igualdade de custos marginais de operação e expansão, a energia assegurada do sistema _ leia-se contratos _ teria forte queda). É óbvio que essas curvas representam critérios de garantia bastante diferentes. Cada um implicará em energias asseguradas e custos distintos, razão pela qual a sociedade deveria estar informada.
Segundo dados da FAO (Food and Agriculture Organization of the United Nations), o Brasil é o líder mundial dos paises que dispõem de recursos hídricos. O volume de água que circula em nossos rios é de 8.300 km3/ano. O segundo colocado é a Rússia que dispõe de 4.500 km3/ano (FOOD AND AGRICULTURE ORGANIZATION OF THE UNITED NATIONS – Review of World Water Resources by Country, Rome, 2003). Mesmo que as novas hidroelétricas não disponham de reservatórios, o nosso sistema permanecerá por longo tempo um sistema regularizado por reserva de água. Será no mínimo estranho que um país com todas essas vantagens comparativas opte por uma forte dependência de gás natural na sua matriz energética.
Considerando o fato de que o CD não é apenas um parâmetro externo, é lamentável que o CEPEL, o nosso IREQ, que até aqui tem sido o responsável pela metodologia que é utilizada no planejamento e na operação, não esteja efetivamente envolvido nesse estudo.
O ILUMINA considera que esse assunto se enquadra em política energética e propõe um estudo que, ao contrário de delegar sua determinação apenas por um instituto de pesquisa econômica, seja assumido pela experiência própria do setor. Consideramos mais prudente realizar um estudo paramétrico, não só do valor, mas a forma da curva sobre alguns coeficientes.
O trabalho poderia avaliar qual o comportamento do Custo Marginal de Operação quando se varia a carga e a curva do custo do déficit. É muito importante encontrar a política energética correta que compatibilize o uso de térmicas e o uso da reserva hídrica.
Apesar de não podermos prever os resultados, consideramos que esse estudo poderia revelar uma política de operação que, nas simulações, “troque” déficits profundos por pequenos déficits. Esses, apesar de mais freqüentes, estariam num patamar que se confunde com as incertezas de projeção de demanda, afluências e configurações futuras. Por seu pequeno porte, caso realmente ocorram, poderiam ser evitados por outras medidas complementares que seriam assunto para táticas de mais curto prazo, provavelmente no âmbito do Comitê de Monitoramento, recém criado. Além disso, a política indicada daria às térmicas um papel complementar nada desprezível.
Pode não parecer, mas esse assunto pode ter uma influência significativa nos preços da energia no Brasil. Da maneira como tem sido tratado, mais parece uma versão metodológica de lobby que só vê os interesses de grupos.
