É bastante provável que a matriz energética do setor elétrico passe por grandes mudanças. Seria irresponsável não reconhecer a importância das recentes descobertas de gás natural nas bacias de Campos e Santos. Elas tornarão possível a entrada de unidades de geração a gás ciclo combinado que, nos países desenvolvidos, são as grandes “vedetes”, pois têm substituído as ineficientes e poluidoras usinas a carvão e as polêmicas nucleares.
Mas, estamos no Brasil. Não há fontes ineficientes de energia elétrica a substituir. Muito pelo contrário! A eficiência das hidráulicas na transformação da energia primária em eletricidade chega a 95% enquanto a melhor das térmicas não passa de 60%. Mas, por incrível que pareça, analisando o que ocorreu com a manutenção da descontratação do modelo anterior e a previsível queda de mercado pós-racionamento, foi exatamente isso que fizemos.
Além do mais, entre as novas descobertas do gás e a plena utilização dessa forma de energia, há a necessidade do desenvolvimento de uma extensa rede de transporte e distribuição. Sob o ponto de vista da indústria do gás, o principal problema é saber como essa expansão será financiada. Inicialmente, em função de um fantasioso período de super valorização da moeda brasileira ocorrido até 1999, imaginou-se que a geração elétrica seria a “locomotiva” desse processo. Agora, com um câmbio mais realista, será que é possível exigir do consumidor de eletricidade mais esse fardo?
Uma indústria que precisa inaugurar sua rede de distribuição leva, como era de se esperar, requerimentos de contratos “take or pay” e “ship or pay” que comprometem significativamente o uso flexível dessa forma de energia. Mas, como tentaremos demonstrar, há uma questão estratégica submersa no tema de como essas térmicas operarão no sistema brasileiro.
A recente experiência do racionamento, depois da privatização e da adoção de um modelo mercantil, deu lugar a um perigoso “senso comum” de que um sistema hidráulico não é confiável. Teoricamente, um sistema hídrico pode ter a confiabilidade que se deseje. Depende somente da quantidade de capacidade extra para enfrentar situações hidrológicas adversas. Evidentemente, tudo dependerá do custo dessa opção. Entretanto, o ponto central é que não há um nível de não confiabilidade fixo associado às usinas hidráulicas. Além disso, num sistema interligado como o brasileiro, é o todo (térmicas e hidráulicas) que é confiável ou não.
Qual é o fator principal que faz nosso sistema tão complexo e tão distinto? Porque o uso de usinas térmicas aqui é um problema tão complicado? Ao contrário do senso comum, não é o simples fato que temos uma maioria significativa de usinas hidroelétricas, mas a característica de grandes reservatórios do sistema e o fato de que os geradores repartem essa reserva ao longo de um extenso sistema de transmissão.
Os números que traduzem essa reserva são raros entre sistemas semelhantes. Se os rios brasileiros todos secassem e os reservatórios do sistema interligado estivessem cheios, a água acumulada ainda seria capaz de gerar a energia requerida pelo mercado por 6 meses. A energia equivalente que pode ser “estocada” pode atingir aproximadamente 184 TWh. A Noruega, que é freqüentemente comparada ao Brasil, não é o análogo correto. O único com essas características entre os grandes sistemas elétricos no mundo é o da província de Quebec no Canadá. A capacidade de reserva da Hydro Quebec, uma empresa estatal que explora esse sistema, é de 3 meses de consumo, aproximadamente 40 TWh.
Portanto, é imprescindível repensar a questão da velha rivalidade entre térmicas e hidráulicas. Não se trata de uma competição na decisão de construir uma nova usina, mas sim uma disputa que se dá entre a geração térmica e o uso da reserva hidráulica já existente.
Sistemas com essa característica representam uma enorme vantagem comparativa e, mesmo com a adição de novas usinas sem grandes reservatórios, esse atributo ainda predominará na lógica de gestão do setor brasileiro por um longo tempo.
Um exemplo desse benefício pode ser entendido, novamente, com um exemplo da província de Quebec. A estatal canadense compra energia do estado de Nova York durante a noite por força de que o estado americano não pode desligar suas nucleares e se vê obrigado a vender para seus vizinhos. Quebec, por sua capacidade de “estocar energia”, é capaz de comprar esse superávit por preços irrisórios e depois exportar essa energia de volta para o próprio estado de Nova York por preços bem mais vantajosos. É como se Nova York estivesse “alugando” a reserva de Quebec.
No Brasil, durante o processo de adaptação do sistema à privatização e implantação de uma lógica mercantil, esqueceram desse detalhe e nem pensaram em como remunerar a reserva. Não obstante, todos os agentes se beneficiam desse estoque difuso entre algumas usinas. Aliás, se a precificação de curto prazo não for profundamente analisada e reformada, a remuneração da reserva pode até ser negativa! Foi o que ocorreu no racionamento e que, por força de um acordo de mercado inviável, foi necessário cancelar um famoso Anexo 5 que, se fosse mantido, teria falido as geradoras federais, para variar, as principais donas do estoque mal remunerado. Os agentes, ao estocarem água “pagaram” pouco pois o preço de curto prazo cai. No racionamento, ao demandarem o desestoque, chegaram a exigir o custo do déficit dos donos da reserva.
No caso brasileiro, é importante repensar a questão da complementaridade térmica preservando o interesse público e abrindo oportunidade para novos investimentos na indústria do gás. Em sistemas hidráulicos de grande porte onde a gestão da reserva é uma variável importante na estratégia de suprimento e onde se procura preservar alguma economicidade, é comum a utilização de um parâmetro denominado “custo do déficit”. Trata-se de um valor assumido como penalidade na avaliação de cenários, onde as ocorrências de déficits são eventos possíveis.
Este parâmetro é tão importante que, um dos motivos do nosso racionamento foi o fato de que estávamos utilizando um custo subavaliado para o déficit (o sistema adotava um valor fixo de aproximadamente ~US$ 220/MWh independente da intensidade). O uso das termoelétricas nos anos 1998 – 2001 teria sido mais freqüente se um custo mais alto fosse usado. Portanto, esse parâmetro é a chave para a adoção de um critério de operação das térmicas que preserve a garantia e a flexibilidade da reserva.
É importante lembrar que a estratégia de operação é baseada em simulações que avaliam diversas trajetórias de estocagem em um horizonte de tempo que pode chegar a 4 ou 5 anos. Portanto, as variáveis envolvidas são: 1- A probabilidade de ocorrência. 2 – A data futura de ocorrência. 3 – A profundidade do déficit. É possível perceber, portanto, que muitas escolhas alteram as avaliações. 1. Como o custo do déficit varia com a profundidade. 2. A taxa de desconto do futuro utilizada nas comparações econômicas. 3. Um cenário da evolução futura da demanda.
Todas essas questões estão envolvidas na análise do problema de compatibilidade e complementaridade entre térmicas e hidráulicas e, fatalmente, trariam implicações distintas sobre as conclusões.
Ao analisar a questão da confiabilidade do sistema, seria errado utilizar apenas a chamada energia assegurada das hidráulicas como seu único benefício. Como se sabe as hidráulicas geram uma energia denominada secundária que não se diferencia da primeira e que tem um valor não desprezível. Essa divisão (secundária e assegurada) é apenas uma convenção e, aliás, está no centro dessa questão. Seria também um absurdo associar o custo do déficit apenas ao bloco hidráulico.
Quanto à adoção de um valor ou uma curva para o custo do déficit, seria absurdo não reconhecer que quanto mais profundo o déficit maior seu custo. É muito importante que essa curva varie com a profundidade, não só porque é lógico sob o ponto de vista do consumo, mas também porque a curva adotada deve reconhecer que déficits de pequena monta, visualizados num futuro e associados a uma probabilidade não devem inibir a utilização da reserva. A adoção de um valor único e elevado, como defendem alguns, poderia levar a uma aversão exagerada ao risco, que, teria como conseqüência uma perda na capacidade de armazenamento do sistema. Nesse caso, ao contrário do que querem nos fazer crer, o País estaria queimando gás e jogando água fora.
O outro grande equívoco está na proposta de mudança radical na tarifação da transmissão. É muito importante salientar que o sistema de transmissão brasileiro apresenta funções não encontráveis em outros sistemas. As linhas são planejadas, construídas e operadas com a responsabilidade de tornar possível uma diversidade muito grande de despachos que são adotados por razões de preservação da reserva energética. O “senso comum”, que defende a idéia de que térmicas localizadas nos centros de carga recebam um sinal locacional na tarifação da transmissão, se choca com a função primordial de intercâmbio energético realizado pelas linhas. Se as térmicas funcionarem em complementação com a disponibilidade hídrica, qualquer mudança de critério do tradicional selo postal para o sinal locacional prejudicaria a opção hidroelétrica.
Todos esses pontos ainda não foram tratados com profundidade no novo modelo e muito menos nanova legislação.
