Transição energética e reforma do mercado de eletricidade

Por Clarice Ferraz

Em suas últimas postagens no Infopetro, Ferraz e Bicalho vêm discutindo o impacto da participação em larga escala das fontes de energia renováveis intermitentes, chamada de “transição energética”. Constatando o inexorável avanço das fontes renováveis nas matrizes elétricas mundial e brasileira, os autores analisaram os impactos que tal transição provoca e sobretudo apontaram a urgência de se adaptar a organização do setor elétrico para que este logre continuar permitindo que se consuma eletricidade “na quantidade que se quer, quando se quer e onde se quer“.

Uma vez apresentados os impactos que a mudança do perfil da oferta provoca, cabe agora estudar os elementos que estruturam a resposta a tais desafios. Em seguida, é necessário verificar se as respostas técnicas e organizacionais que vêm sendo estudadas ao redor do mundo se adequam às particularidades do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) e à sua estrutura de financiamento e comercialização.

Como visto anteriormente, a intermitência e a não despachabilidade, características das novas renováveis, afetam a disponibilidade de eletricidade. Assim, para garantir a segurança de abastecimento, é preciso que os sistemas elétricos possuam maior flexibilidade a agilidade de resposta às oscilações da geração. Essa flexibilidade pode ser desenvolvida tanto do lado da oferta como do lado da demanda. Atualmente, as principais opções em oferta de flexibilidade que existem são:

• Estocagem;
• Maior capacidade de transmissão para integrar mercados distintos;
• Plantas despacháveis e
• Mecanismos de resposta da demanda

À medida que a participação das renováveis avança, maior a importância que assume cada um desses elementos.

Para cada um dos elementos de opções acima, é preciso se pensar se sua introdução nos mercados é possível em seu desenho atual e quais soluções se mostram mais facilmente implementáveis. Além disso, afora o desafio técnico que a maior demanda por flexibilidade representa, é preciso se pensar em respostas de mercado para viabilizar cada um dos elementos acima que podemos chamar de “produtos de flexibilidade”.

O mercado brasileiro de eletricidade é particular. Pode-se dizer que ele é um mercado puramente financeiro sem compromisso físico da entrega da energia contratada entre as partes – vendedora e compradora. A entrega física de eletricidade é verificada de forma independente e é dada pelo acompanhamento do lastro negociado (Garantia Física). Sua performance na produção é a ligação do mercado com o meio físico da produção de energia. A expansão da capacidade instalada é dada por leilões que nada mais são do que mecanismos de capacidade, onde os vencedores ganham contratos de venda de eletricidade de longo prazo que eliminam riscos do negócios, facilitando o financiamento de suas atividades, e, inclusive garantem acesso a modalidades especiais de financiamento público.

Em mercados de energia do tipo energy-only (onde apenas a venda de eletricidade é remunerada) a entrada em massa de renováveis causa uma série de distorções. Concebidos para regiões onde o parque gerador é predominantemente termelétrico, as oscilações de geração levam à existência de preços marginais no atacado susceptíveis de serem muito baixos em um elevado número de horas por ano. Do mesmo modo, em ausência de geração, há picos de preços provocados pelo alto preço exigido pelos geradores capazes de suprir a demanda e que possuem poucas horas por ano para remunerar suas atividades. Assim, o sistema exige cada vez maior equilíbrio do sistema e serviços de reserva, enquanto as taxas de uso de plantas despacháveis flexíveis são reduzidas. A partir desses desequilíbrios, surge a preocupação de como os geradores irão recuperar seus custos e de como fornecer incentivos para que haja nível adequado de investimento em novos projetos.

Como colocado por Finon (2014), em estudo dedicado ao mercado elétrico europeu, os mercados não foram concebidos para uma larga participação de energias renováveis. Agora é preciso aperfeiçoar os mercados, completar a oferta por serviços de flexibilidade e criar uma demanda para esses serviços, sobretudo da parte dos geradores das novas energias renováveis para que estes assumam parte dos custos da adequação dos sistemas.

Assim, para esses diferentes desenhos de mercados, a questão principal é a mesma: como remunerar capacidade de reserva e de flexibilidade suficientes para garantir o equilíbrio do sistema elétrico diante do crescimento das novas fontes renováveis intermitentes? Para o mesmo desafio, estruturas de mercado distintas oferecem respostas distintas. Para financiar essa reserva, pode-se pensar em mercados de preços de equilíbrio em tempo real, serviços auxiliares, aquisição de capacidade de reserva e remuneração capacidade alvejado. Na França, no Reino Unido e na Itália, por exemplo, foram introduzidos recentemente mercados de capacidade.

Já para o Brasil, onde possuímos mecanismos de capacidade, se trata de repensar os leilões para que eles voltem a ser indutores da matriz energética desejada. Elementos importantes são a introdução dos leilões ou incorporação de sinais locacionais que melhor distribuam a nova capacidade a ser construída e maior incentivo para que o investimento em transmissão proporcione uma melhor integração de nosso território a fim de que a entrada das novas renováveis beneficie o País como um todo e não seja limitado à região Nordeste. Outra questão crucial é a discussão sobre a criação de mecanismo de remuneração para a capacidade de reserva, ou estocagem, que valore a água de nossos reservatórios para que essa possa assumir seu papel estratégico de mitigar oscilações de carga e de oferta.

À medida que aumenta a introdução de geração intermitente, cada elemento de resposta presente na lista passa a ser mais valorizado. Resta justamente encontrar a estrutura e os mecanismos adequados para valorar tais elementos em nosso particular mercado de eletricidade.

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