Grupo de Economia da Energia

Setor elétrico brasileiro: mimetismo e fragmentação

In energia elétrica on 26/09/2011 at 00:10

Por  Roberto Pereira d´Araujo

Olhado sob uma perspectiva de dez ou até vinte anos, não se pode dizer que, atualmente, o setor elétrico brasileiro esteja estagnado ou ameaçado de um novo racionamento. Percebe-se um aumento de interrupções de grande porte, mas elas são muito mais um problema de coordenação e gestão do que de falta de investimento em geração. Também parece ser evidente que existem falhas graves na fiscalização das empresas distribuidoras que mostram um aumento do seu índice de desligamentos, além de outros defeitos ameaçadores à segurança dos cidadãos.

Mas, o que parece ser indiscutível e surpreendente é que, por alguns motivos, perdemos a vantagem comparativa da energia a preços módicos. Confrontos com sistemas de matriz energética semelhante são tão díspares, que não resistem nem às possíveis dúvidas sobre câmbios ou impostos. Ao mesmo tempo, passamos a ter uma estrutura extremamente complexa, tornando um setor de tecnologia bastante conhecida num grande mistério para a maioria das pessoas. A razão está ligada ao fato do Brasil ter passado por uma mudança profunda de paradigma em tempo recorde.

A nossa experiência não foi uma simples aplicação de uma fórmula de sucesso em outros países. A transposição exigiu uma complexa, subjetiva e ainda incompleta adaptação. Conseqüência direta, o ambiente de regulação e comercial apresenta sintomas de inquietude e instabilidade. Sendo a energia elétrica brasileira advinda de uma riqueza natural e renovável, é preocupante o surgimento de indícios de que essa complexidade possa estar ocultando a captura de vantagens não isonômicas entre consumidores. Num país com tantas carências sociais, essa é uma questão relevante. O presente artigo procura esclarecer essas polêmicas.

  1. A singularidade evidente.

Segundo dados de 2009[1], o Brasil produziu 2% da eletricidade no mundo, numa lista onde os Estados Unidos responderam por mais de 20%. Apesar dessa participação quase marginal, a renovabilidade da nossa matriz nos coloca como um dos líderes na produção de energia advinda de fonte não fóssil, uma raridade no mundo.

Considerando apenas a hidroeletricidade, a forma renovável mais importante, o Brasil ocupa a segunda colocação (12%) com a China em primeiro (15%). O dado impressionante é que apenas seis países (China, Brasil, Canadá, Estados Unidos, Rússia e Noruega) detêm quase 60% dessa forma de produção. Mesmo nesse “clube”, há outras características que nos diferenciam ainda mais. A primeira é a predominância da hidroeletricidade na matriz. Enquanto a Noruega tem 99% de sua energia de origem hídrica, o Brasil tem 82%, o Canadá 60%, a Rússia 20% e os Estados Unidos apenas 8%[2]. Essas proporções também mostram que, mesmo entre os líderes da energia hidroelétrica, há diferenças marcantes entre esses sistemas.

Afunilando ainda mais a seleção acima, há sistemas capazes de armazenar a energia primária produtora da eletricidade, a água, em quantidades significativas em relação ao consumo. Com esse filtro, sobram apenas dois sistemas: o canadense e o brasileiro. O Canadá possui reservatórios capazes de guardar quase 700 km3. O Brasil figura em segundo lugar com 500 km3. O Canadá não tem seu sistema completamente integrado, mas a província de Quebec é capaz de armazenar o equivalente a três meses da sua carga. O Brasil, com seu sistema interligado guarda cinco meses de carga. Se essas características recordes não são fatores importantes para determinar o modelo de exploração comercial dessa vantagem, o que mais seria?

  1. Mimetismo.

Apesar das similitudes no mundo físico, o Brasil não foi buscar no Canadá sua inspiração. Escolheu a Inglaterra como o seu espelho para o setor elétrico, inclusive com a contratação de consultores daquele país[3]. Afinal, a década de 90 foi pródiga em aplicar receitas genéricas a qualquer sistema, independente das características físicas. Foi uma espécie de “One size fits all” no mundo comercial. Claro que a adoção de um modelo competitivo sobre o sistema brasileiro exigiu uma considerável adaptação. Essa é a questão menosprezada pelos analistas e pela sociedade, até porque bastante desconhecida.

Só a informação de que, no nosso atual modelo de mercado, uma usina não comercializa a sua própria energia, mas sim uma fração da energia total do sistema, já é uma frase repleta de significado. Essa “parcela” é determinada por uma complexa metodologia que “emite” um certificado que procura avaliar a importância da usina para o sistema. Independente dos problemas desse método, é claro que há um “todo” que se sobrepõe ao individual. Isso se dá em sistemas com características de monopólio natural[4]. A razão física não é difícil de entender, já que se trata de um sistema que lida com um estoque compartilhado de reserva energética. É compartilhado porque qualquer usina tem influência sobre ele. Como é nacional, a transmissão é parte ativa desse sistema, aumentando a oferta de energia segura[5]. A diversidade hidrológica e a variabilidade das afluências exigem um operador nacional, que despacha as usinas sob ótica monopolística, com liberdade de decidir quem, quando e onde gerar. As decisões são independentes de contratos comerciais e se baseiam em estimativas sobre o futuro.

O processo é um excelente exemplo de aplicação de uma teoria de utilidade subjetiva esperada[6], pois, como se verá, a decisão é tomada com base em diversas expectativas e sujeita a parâmetros subjetivos. Raros sistemas no mundo têm uma variável matemática como o Custo Marginal de Operação (CMO) no núcleo do seu modelo comercial. Trata-se de um valor em R$/MWh que espelha o valor da energia reservada no sistema perante um futuro esperado sob a ótica de um operador de todo o sistema alheio a questões comerciais. O CMO é a variável chave para a decisão da operação e dependente de variáveis aleatórias. Tanto a carga do sistema quanto a energia afluente são grandezas estimadas probabilisticamente. Com base nesse valor, o operador despacha a energia das usinas térmicas e, assim, gere a reserva energética que pode equivaler a quase meio ano de consumo. Dado o tamanho comparativo à carga, o horizonte afeto ao processo atinge cinco anos. Aqui, ao contrário de outros sistemas mercantis, decisões do passado afetam o presente que, por sua vez, interfere no futuro. Estimativas de futuro condicionam o presente.

  1. Um modelo mercantil, mas dependente de parâmetros subjetivos.

À primeira vista, poderia parecer que um setor gerido por leis do mercado estivesse livre de parâmetros e valores que dependem de uma visão de política de governo. Antes da reforma mercantil iniciada em 1995, o setor foi expandido e operado adotando-se um critério de garantia fixo (riso de racionamento < 5%) que era uma escolha estudada, mas como toda escolha, bastante subjetiva. A mudança de modelo exigiu que qualquer critério fosse traduzido ou justificado através de um custo. Assim, a filosofia do mercado, da concorrência e da competitividade se “ajustaria” mais suavemente ao sistema brasileiro. Entretanto, a singularidade brasileira torna essa pretensão uma mitologia.

Na realidade, a subjetividade ficou apenas mais “oclusa”, mas permanece a mesma. Ao invés de uma taxa de risco fixada de acordo com uma visão de política energética, agora temos um critério de igualdade de custos marginais[7], onde tudo parece fluir sob a lógica mercantil. Muitas vezes, nos debates do setor, é possível ver que muitos se esquecem que os valores em Reais, que parecem tão concretos, também dependem de uma escolha altamente subjetiva.

Dada a variabilidade dos cenários futuros, decorrente da grande dispersão das afluências, ocorrência de déficits de suprimento é um evento bastante possível. Portanto, um valor para o custo do déficit de energia (CD) tem que ser arbitrado. Esse valor permeia todas as relações comerciais, porque, na realidade ele é o próprio risco de déficit. Mesmo admitindo que um “custo social” faça tal representação, os estudos envolvem modelos econométricos bastante subjetivos, pois “simplificam” uma realidade altamente complexa[8]. Uma taxa de desconto futuro (TD) também é necessária para trazer a valor presente todas as ocorrências econômicas futuras. Esses dois parâmetros, além de serem valores dependentes de visões subjetivas, são grandezas que, por sua natureza, ultrapassam o âmbito do setor elétrico. Apesar disso, atualmente, são parâmetros tão definidores de política quanto as velhas taxas de risco, mas, hoje, tornaram-se números internos ao setor fixados sem uma ampla discussão sobre suas conseqüências[9].

Mas, por força da modelagem, o setor é obrigado a assumir o risco de seu cálculo. O tema ganha conseqüência mais sérias, quando esses parâmetros são assumidos como imutáveis, numa metodologia alheia às conseqüências comerciais e de políticas energéticas, até porque ela se origina de uma visão meramente operativa. Entre as mutações ocorridas na mercantilização do setor, uma delas é a ascensão da importância de uma técnica matemática usada apenas para operar a reserva energética. Mesmo agora, num novo contexto, os princípios dessa metodologia são os mesmos do passado. 

  1. O virtual e o real

Como uma usina não vende a sua própria energia, diferenças entre o comercializado e o gerado têm que ser “liquidado” numa câmara de compensação. Isso se faz através da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que compara mensalmente os dados de geração e os contratos fazendo uma espécie de operação débito-crédito, ressarcindo quem gerou acima de suas obrigações contratuais e cobrando de quem ficou abaixo. Como a decisão de gerar não é tomada pelo agente, mas sim pelo operador, como se definem os preços de troca? Optou-se por um preço denominado Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) totalmente baseado no Custo Marginal de Operação (CMO)[10]. Esse é o aspecto mais bizarro do atual modelo, pois coloca no centro de interesses comerciais o modelo de operação, justamente aquele que é isento de influências do mercado.

Apesar da intenção inicial da modelagem, a distância do paradigma inglês é enorme. Lá a geração física está ligada à competição por mercados. O despacho diário é feito com “leilões” a cada meia hora, numa correspondência quase biunívoca entre o lado mercantil e o lado físico. Além disso, a experiência inglesa não foi isenta de problemas[11].

Os certificados de energia assegurada, fixos apesar da variabilidade do mundo real, são calculados na fase de planejamento pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e, para isso, a metodologia e a singularidade brasileira exigem uma operação representada no futuro. O certificado é obtido por uma simulação da operação real no computador para uma configuração futura, portanto, com usinas que ainda estão no papel. Assim são feitos os leilões e definidos os preços. Apesar do risco embutido em qualquer visão do porvir, alguém poderia argumentar que, pelo menos, estamos antevendo a operação desse sistema. A pergunta que surge é: Os critérios usados pelo planejamento e operação são os mesmos? Infelizmente a resposta é negativa. Uma série de efeitos pode resultar dessa inconsistência[12], sendo alguns deles:

  • A metodologia adotada na definição das garantias físicas (ou energia asseguradas) na etapa de planejamento pode resultar em superavaliação da “carga crítica” do sistema interligado. Ou seja, o planejamento pode estar sendo muito otimista em relação à garantia.
  • A metodologia adotada na definição das garantias físicas (ou energias asseguradas) na etapa de planejamento pode resultar proporções distintas das reais participações das hidráulicas e térmicas. Portanto, aqui, uma fragmentação: Organismos distintos com metodologias não consistentes para gerir um sistema que, de diversas formas, evidencia seu caráter holístico. Os temas salientados aqui são, por sua natureza, a própria política energética[13].
  1. Uma variável matemática da operação no centro do modelo.

Dada a inusitada importância de um custo avaliado sobre a ótica do operador no modelo, é preciso esclarecer que essa variável é uma “resposta” a variáveis aleatórias. Como tal, é também um valor com características de aleatoriedade. Analisado como uma variável, o CMO tem grande assimetria e volatilidade[14], que podem ser percebidos pela distribuição de probabilidades no gráfico a seguir. Os parâmetros “skewness” e “kurtosis” [15] são elevados (5,97 e 44,7 respectivamente) e denotam o aspecto incomum desse custo. A média do CMO é aproximadamente R$ 125/MWh (barra laranja), que deve coincidir com o custo marginal de expansão para que, segundo o atual critério, o sistema esteja em equilíbrio. O valor mais provável, ou moda, é R$ 40/MWh.

A distribuição mostra um comportamento muito estranho para um valor que, entre outras funções, é o responsável pelo acerto entre o gerado e o certificado. Apesar da volatilidade, há um forte viés de preços muito inferiores ao valor de produção de qualquer forma de geração. Portanto, seria imprescindível que o mercado de curto prazo fosse completamente transparente para monitorar quem pode adquirir MWh´s por preços baixos e como essa vantagem beneficia o consumidor. Hoje, essa contabilidade é cercada de conceitos de estratégias comerciais que transformam esse mercado num sistema obscuro e complexo, sendo, inclusive admitidas “alavancagens”[16], o que, em última instância significa vender energia sem lastro físico.

Não bastasse essa singularidade, apenas considerando a insegurança estatística do parâmetro custo do déficit CD, a série de CMO´s já poderia ser distinta da do gráfico. Os certificados de energia assegurada associados a cada usina dependem de uma média ponderada das gerações. Os ponderadores são os CMO´s numa operação simulada do futuro. Assim, o mercado de energia, feito a partir desses certificados é totalmente dependente da distribuição dessa variável. Atualmente o valor adotado para o custo do déficit é de R$ 2950/MWh[17]. Pode-se conjeturar o que ocorreria com a distribuição do gráfico acima, para variações nesse valor.

Supondo que o CD seja significativamente maior do que R$ 2950/MWh, as térmicas seriam despachadas mais frequentemente e a distribuição se deslocaria para direita. As contribuições das hidráulicas e térmicas seriam diferentes das atuais e a estrutura de mercado seria distinta de hoje. Pode-se dizer mesmo que a política energética do setor seria distinta da atual[18].

Evidentemente, o problema da adoção de um valor para o custo do déficit existiria de qualquer maneira, mas o que é grave é que, na atual modelagem, ele passou a estar no centro do mundo comercial, definindo contratos e influenciando valores praticados no mercado livre. Assim o modelo mercantil do setor, por exigências do mundo físico, vive sob uma “crise existencial”. É mercado, mas, opera sob uma ótica monopolística. É competitivo, mas atua sobre um sistema físico cooperativo. Negocia valores fixos de energia, mas o despacho físico é muito variável. Os valores negociados “no mercado”, na realidade, ocultam parâmetros dotados de alta dose de subjetividade e de definição de política pública.

  1. Uma comparação com outros mercados de curto prazo.

O NORDPOOL é um mercado de curto prazo existente entre Suécia, Noruega, Dinamarca e Finlândia, excelente exemplo por ser baseado em significativa parcela de energia hidroelétrica. Uma simples comparação mostra diferenças preocupantes (o spot brasileiro é a curva vermelha).

  • A enorme volatilidade do spot brasileiro.
  • Predominância de preços baixos, atingindo valores irrisórios por meses seguidos.
  • Subidas repentinas atingindo valores altíssimos[19].

Toda essa complicada estrutura, mantida por uma institucionalidade fragmentada e cuja regulação se mostra instável e incompleta, tangencia o nosso problema secular, a distribuição de renda. Aqui, se percebe que a apropriação de riquezas nacionais pode se dar em detrimento da isonomia entre consumidores. O mais impressionante é que, essa captura se dá legitimamente, já que baseada numa modelagem mimetizada, mas legislada. Portanto, não se pode falar em estratégias ilegítimas ou ilegais. Mas, é minimamente estranho que até hoje não tenha havido uma análise bastante profunda da “trajetória” desses MWh baratos até a tomada do consumidor. Relatórios da CCEE dão conta de que mais de 10% da carga total é “liquidada a PLD”.

O esquema dos certificados fixos agrava o aspecto bizarro do mercado de curto prazo quando, por exemplo, térmicas com ordem de despacho, por algum motivo, não cumprem a geração física esperada. A reavaliação dos certificados, quando feita, será sempre posterior à falta, impactando o custo marginal de operação e o PLD. Como esse preço é um parâmetro básico do mercado, as expectativas dos agentes se alteram. Nesse momento, uma seqüência de protestos de comercializadores evidencia que, na realidade, uma parte significativa da carga “pegava carona” na exuberância das afluências sem contrato ou atendida por contratos de curtíssimo prazo[20]. A pergunta óbvia é: Quem constrói usinas para atender um mercado de contratos de 1 ou 2 meses?

Tudo isso mostra que, modelado por certificados de energia fixos, o sistema brasileiro, com grande probabilidade, gera um surplus que, valorado sob a ótica do operador, é um atrativo para comportamentos especulativos. O que é surpreendente é que a agência reguladora, ao invés de inibir tal comportamento, emite nota técnica onde propõe a admissão e até regulamentação de uma “alavancagem” energética[21].

  1. Mais fragmentação

Hoje parece ser óbvio que o Brasil não vai poder aproveitar todo o seu potencial hidroelétrico. Em parte porque ele pode estar superestimado, em parte porque novas usinas se aproximam da região amazônica e os conflitos se estendem desde a não aceitação de intervenções na natureza até conflitos de natureza regional e social. Enganam-se os que imaginam que esses conflitos podem ser tratados apenas com ações mitigadoras de impactos.

É interessante observar que a Agência Internacional de Energia, ao comparar impactos ambientais de diversas fontes, faz uma observação interessante sobre as hidroelétricas nesse contexto mercantil[22].

“A maioria das hidrelétricas no mundo pertencem a estados. Outras são de investidores, como algumas dos EUA. Quase todas foram construídas sob um sistema que garantia estáveis contratos de longo prazo. Isso assegurava uma taxa de retorno aceitável a esses investimentos. Num mercado competitivo, a estabilidade de receita não é totalmente garantida. Dado que hidrelétricas requerem vários anos de planejamento e construção, a flutuação de preços, típica desse sistema, acaba por favorecer outras formas de geração. Porque então, sob um ponto de vista econômico, construir hidroelétricas sob mercados competitivos? A razão é o excepcional baixo custo de operação, além da imbatível flexibilidade técnica. Sob a pura lógica de competição de mercado, apesar desse diferencial, novas hidroelétricas estão em desvantagem como uma opção de suprimento.”

Portanto, seguindo a mesma linha de raciocínio, é preciso lembrar que uma usina hidroelétrica não é apenas uma “fábrica de kWh`s” como são térmicas, eólicas e solares. Usinas hidroelétricas são objetos geográficos capazes de serem avistados por satélites, têm uma vida útil muito superior às outras formas de geração de eletricidade e, principalmente, podem prestar muitos outros serviços às regiões onde são construídas. Portanto, qual o sentido de se adotar um modelo mercantil onde elas entram em pé de igualdade com outras fontes? Como uma hidroelétrica na Amazônia pode competir com uma térmica em São Paulo?

Essa visão mimetizada de sistemas térmicos acabou por implantar um sistema de competição virtual onde se pretendeu comparar fontes energéticas de natureza totalmente distintas. Criou-se um mecanismo de leilões onde, para tentar atender as singularidades do sistema, vence o leilão quem tem o melhor Índice Custo Benefício (ICB). O resultado é que um grande número de usinas a óleo combustível venceu o leilão de 2008. Na realidade, como o ICB padece de subjetividades da adaptação mimetizada, tal resultado poderia ocorrer. Mas a ideologia de ter um esquema onde se possa afirmar que a decisão foi “do mercado” é tão forte que ninguém notou o viés do modelo.

O planejamento de uma nova usina, ainda mais em regiões isoladas, é uma enorme oportunidade de se pensar a integração de vários serviços. Portanto, não se trata de mitigar impactos e sim de integrar o planejamento da usina a uma visão de região. Assim, não há sentido de se construir uma usina sem a participação de outros ministérios, tais como agricultura, transportes, integração regional, e até reforma agrária.

O que se faz hoje no Brasil é o contrário. Desintegram-se ações, fragmentam-se planos e, principalmente, percebe-se a realidade sob a lente distorcida da mercantilização da energia. Mesmo empresas públicas que poderiam ter uma ação diferenciada nesses aproveitamentos, são hoje dirigidas ou sob o mesmo espírito financista da competição, ou sob a política da parceria coadjuvante com o capital privado.

  1. O fim das concessões

A nossa constituição de 88, que muitos bradaram ser “estatizante”, plantou a semente do que viria a ser o atual modelo do nosso setor elétrico. Infelizmente, tratando a singular exploração de potenciais hidráulicos com uma concessão como qualquer outra, tornou obrigatória a concessão por licitação das usinas. Tal arcabouço jurídico não é comum em sistemas de base hidroelétrica, pois uma usina pode não ser apenas uma fábrica de kWhs, e, em conseqüência, outros atributos ficariam de fora de uma concorrência por preço.  Canadá e Estados Unidos mantêm os mesmos concessionários justamente para poder se aproveitar da possibilidade de amortização do capital investido em prazos compatíveis com a extensa vida útil das hidráulicas. No Brasil, o conceito de “justa remuneração do capital”, constante da carta de 1946, foi substituído pela sacralizada “licitação”. A tarifa, livre do princípio anterior e com a ajuda do que veio a ser estabelecido depois, passou a ser “do mercado”.

O mito sobre o consumidor “já ter pago” usinas precisa ser esmiuçado. Para citar uma recente manipulação do antigo princípio da justa remuneração[23], desde 2003, o preço da energia é dado pelo mercado e não pela contabilidade que teoricamente conduziria a quitação do investimento.  Desde então, continuando o que foi planejado no modelo do governo anterior, contratos das estatais foram interrompidos para que o mercado decidisse qual seria o preço através de leilões. Com uma sobra de mais de 15% da carga, herança do racionamento, as estatais foram obrigadas a fazer uma “liquidação”. Portanto, os preços se desacoplaram definitivamente do paradigma anterior, se reduziram drasticamente e, mesmo assim, a tarifa não interrompeu sua ascensão. São esses os contratos de mercado que vencem proximamente.

Toda a questão das concessões está sendo discutida com apenas um objetivo obsessivo, a queda das tarifas, como se o único fator do encarecimento fossem os preços “abusivos” cobrados por empresas estatais que “já receberam o que deviam”. Entretanto, a carga tributária sobre a energia também deveria estar na mesa. O mesmo valeria para as incríveis falhas regulatórias da ANEEL que não reconheceu custos fixos nas distribuidoras, tendo corrigido apenas a partir de uma data. O custo da transmissão só subiu desde a implantação do modelo, mas também esse assunto não é examinado.

O que é mais estranho é que preços obtidos em leilões de usinas que ainda não operam, tais como Teles Pires, Belo Monte e as usinas do Madeira, são usados como exemplo de que as usinas antigas estão caríssimas. Na realidade, não se pode afirmar que o Brasil tenha um paradigma de preços “de mercado” para usinas. Todas essas têm um componente significativo de intervencionismo que, sem ele, esses preços “exemplares” viram um sonho. Financiamento a juros subsidiados, parcerias obscuras com estatais, vendas para o mercado livre que ainda não se viabilizaram.

Um olhar mais atento no planeta mostraria que o “canto da sereia” do mercado não foi tão amplo. Dos 50 estados americanos, apenas 15 estão sob a égide mercantil. A lei anterior, de 1935[24], continua válida na maioria dos estados e um concessionário só perde a concessão se incidir numa falha grave no seu contrato. No Canadá, as províncias que adotaram a mercantilização são as mais caras, mas mesmo assim, bem mais baratas que o Brasil. Na realidade, nunca existiu essa receita de bolo global. Cada país adotou um sistema específico da sua própria realidade. Nesse quadro, o Brasil parece ser uma lamentável exceção.


[2] Energy International Agency (dados de 2007)

[3] Na década de 90, a empresa inglesa Coopers&Lybrand foi consultora das reformas implantadas.

[4] Para uma discussão mais detalhada consultar: Leslie Terry: Monopólio Natural na geração e transmissão no sistema elétrico brasileiro. A Reconstrução do Setor Elétrico Brasileiro – Paz e Terra – 2003

[5] Esse é um efeito que não se observa em nenhum outro sistema no mundo, nas proporções brasileiras. Avaliações podem ser encontradas em Metodologia de Cálculo da Energia Firme de Sistemas Hidrelétricos levando em consideração o uso múltiplo da água. Jerson Kelman – ANA – Nov-2002

[6] Zanetti – Utilidade Esperada Subjetiva com Descrição Imperfeita das Conseqüências. USP (2008)

[7] O atual critério de garantia procura a igualdade entre o Custo Marginal de Operação e o Custo Marginal de Expansão. Assim, teoricamente, estaríamos garantindo que a expansão só se faz necessária a partir de um certo nível de custos de operação.

[8] É importante salientar que o custo de déficit é apenas outra forma mais sofisticada de definir o risco de déficit, já que há uma dependência inversa entre os dois. Quanto mais alto o custo de déficit, menor o risco e vice-versa.

[9] Para uma ampla discussão sobre a questão do Custo do Déficit consultar Relatório: Seminário COPPE – UFRJ sobre política energética do setor elétrico – Março 2011 – http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/eletrobras/estudos/coppe1.pdf

[10] As diferenças básicas são limites superiores e inferiores.

[11] Theo MacGregor – Electricity Restructuring inBritain: Not a Model to Follow – Spectrum – IEEE May 2001

[12] Relatório sobre Seminário COPPE – UFRJ sobre política energética do setor elétrico. http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/eletrobras/estudos/coppe1.pdf

[13]Vítima dessa mimetização de sistemas realmente competitivos, o governo foi surpreendido com o resultado do leilão de 2008, quando mais de 6GW de térmicas a óleo combustível venceram um leilão baseado num índice custo-benefício que, supostamente, daria conta da singularidade brasileira.

[14] Além disso, a distribuição, que se estende para além do número R$ 1040/MWh do eixo horizontal, mostra que, apesar de mais raros, CMO’s superam custos da usina mais cara, denotando a influência do custo do déficit e, evidenciando que essa variável nem deve ser entendida como um custo marginal no sentido estrito.

[15] Skewness e Kurtosis são, respectivamente, o terceiro e quarto momento de uma distribuição ­ a média é o primeiro, o desvio padrão o segundo. Skewness é a assimetria de uma distribuição face à média. Kurtosis é a acumulação de probabilidade de ocorrência nos extremos (caudas) da distribuição. A distribuição mostra um baixo risco de ocorrência de valores acima da média e maior incidência abaixo da média.

[16] Nota Técnica no 123/2010–SEM/ANEEL, de 08 / 12 / 2010

[17] Atualização do valor para patamar único de custo de déficit – 2011 – nº EPE-DEE-RE-021 /201 – 12 de abril de 2011

[18] Outros impactos na distribuição seriam obtidos com curvas de custo de déficit, ao invés de um parâmetro único. Essa hipótese é muito mais realista do que a utilizada atualmente, pois é óbvio que um déficit de 1 MWh não pode fazer o mesmo “estrago” que um outro de 10.000 MWh.

[19] Na realidade, o PLD é basicamente o CMO limitado ao custo da térmica mais cara. Uma decisão tão subjetiva como qualquer outra. Os valores baixos também estão limitados por um valor arbitrado a partir de custos de operação de uma usina.

[20] Para onde foram estes milhões? Artigo de Walter Froes e Daniel Luz publicado no Canal Energia em 2 de agosto de 2010 que revela que em junho e julho cerca de 7.000 MWmédios estavam “descontratados” e se surpreenderam com mudanças no PLD, justificadas por frustrações na entrada em operação de térmicas no futuro.

[21] Nota Técnica 123/2010 –SEM/ANEEL de 8/12/2010

[22] International Energy Agency: Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines for Future Action IHA May 2000

[23] Na realidade, as tarifas das empresas públicas sempre foram utilizadas em detrimento do princípio da justa remuneração.  Na época das altas taxas inflacionárias, as tarifas eram utilizadas como freio.

[24] PUHCA (the Public Utility Holding Company Act of 1935) é uma das leis que regulam empresas que exploram serviços públicos nos Estados Unidos.

Leia outros textos de Roberto Pereira d’Araujo no Blog Infopetro

  1. Na época em que foi escrito este artigo ainda não recebia avisos do Blog InfroPetro, pois se nesta época tivesse lido o que está escrito felicitaria pelas inteligentes e quase únicas observações que colocaste do texto.
    Vou comentar no artigo mais recente sobre o problema de falta de reservação, porém só faço uma pequena ressalva, nos dias de hoje, mesmo os preços da energia sendo dadas pelo mercado, o setor hidrelétrico é bem mais rentável do que na época em que a energia era utilizada politicamente como freio da inflação. Acho que com contratos a longo prazo, mesmo que entrando posteriormente em novos leilões de compra/venda de energia ainda as taxas são lucrativas.
    Outra restrição que faço ao artigo é que em nenhum momento foi falado sobre os motivos que levaram a adoção do “modelo Inglês” de privatização, pois no momento de sua implantação mesmo os operadores de hidrelétricas foram favoráveis a este sistema, pois com os custos elevados de outras formas de geração, a hidrelétrica sempre é mais barata.
    Mais uma observação, no texto parece que a adoção de um sistema de remuneração foi uma simples escolha técnica, não deixando claro que esta adoção foi mais embalada por motivos mais políticos e ideológicos do que técnico, não deixando claro quis os atores principais em todo este processo.
    Tem que levar em conta, que na época do processo de privatização já existiam diversos projetos que já estavam praticamente prontos, e que os organismos privados aderiram a este processo pois viam com clareza que este modo só lhes traria benefícios.
    O resto dos comentários farei no outro artigo.

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