Grupo de Economia da Energia

Questões centrais para a readequação do modelo institucional do setor elétrico Brasileiro

In energia elétrica on 28/09/2016 at 17:34

Por Luciano Losekann e Diogo Lisbona Romeiro (*)

luciano092016A crise dos últimos 3 anos evidenciou a inadequação do modelo do setor elétrico brasileiro. Nesse período, os preços finais e de geração de eletricidade aumentaram significativamente, houve dificuldades de viabilizar empreendimentos de geração e transmissão e as receitas das distribuidoras descolaram de seus custos. Impulsionada pela mudança de governo, uma nova reforma do setor elétrico brasileiro vem sendo gestada. A chamada P&D Estratégico número 20 da Aneel, lançada em julho de 2016, vai subsidiar a elaboração da reforma setorial.

Nesse momento de mudanças, é interessante avaliar os aspectos do modelo setorial que devem ser alterados e os que devem ser mantidos. É preciso levar em conta que a reforma setorial vai ocorrer em momento de redefinição estrutural do setor elétrico em âmbito global. A indústria de eletricidade vem passando por uma transição, com a penetração de fontes renováveis intermitentes e novas formas de geração e estocagem de energia. Como aponta Green e Stafel (2016), o setor elétrico passa por sua maior transformação desde a sua invenção e essa ruptura é causada pela difusão de tecnologias que não são necessariamente superiores às anteriores, em termos de custo e de conveniência para o uso. As mudanças institucionais no Brasil devem considerar essa transformação setorial para evitar distorcer o processo de transição tecnológica.

Essa postagem analisa dois elementos cruciais para os rumos futuros do setor elétrico brasileiro e que vêm sendo discutidos no âmbito da nova reforma do setor: o avanço da liberalização da comercialização de eletricidade e o novo papel das termelétricas a gás natural.

Uma proposta que vem sendo cogitada é o aprofundamento da liberalização da comercialização de eletricidade, com a possibilidade de diminuir o limite para consumidores participarem do mercado livre, e viabilizar que mesmo consumidores residenciais escolham seu fornecedor de eletricidade. Ainda que possa gerar ganhos alocacionais derivados da maior concorrência e da possibilidade de diferenciação de serviços, a proposta interfere no principal alicerce do marco setorial instaurado em 2004 que é a coordenação da expansão da geração de eletricidade através de leilões para o atendimento do mercado regulado (cativo).

Os leilões de energia nova, nas suas diversas modalidades, oferecem poderoso instrumento para a implementação de política energética e de orientação da escolha tecnológica. A competição no momento da licitação através de ofertas de menores tarifas tem sido efetiva, apesar do parque selecionado não ser o mais adequado para o sistema elétrico brasileiro[1]. Por outro lado, como o mercado de financiamento de longo prazo é pouco desenvolvido no Brasil, os contratos de suprimento resultantes dos leilões (PPA) são essenciais para viabilizar o financiamento dos projetos.

O mercado livre, que hoje representa 25% da contratação de eletricidade, não tem desempenhado o papel de propiciar a expansão do parque gerador. Ampliar a sua participação na contratação de energia no Brasil implicaria em colocar em risco a financiabilidade da expansão e a possibilidade de orientar a escolha tecnológica[2]. A experiência internacional sugere que a estruturação de mecanismos de financiamento em situações dominadas por transações de curto prazo exige tempo e sofisticação de mecanismos financeiros. Em um momento de transição energética, dispor de mecanismos de controle da inserção de novas fontes é importante para propiciar uma transição com menores custos.

No Reino Unido, o arcabouço institucional do setor elétrico está sendo alterado através do “New Electricity Market Reform”. A visão das autoridades é que o ambiente orientado por mercado de curto prazo não é capaz de dar conta da necessidade de expansão de capacidade para compensar o descomissionamento de centrais nucleares e a carvão. Assim foram instituídos mecanismos para dar segurança para investidores, contratos por diferença para fontes renováveis e contratos de longo prazo para geração nuclear.

Outro tema que merece atenção é o papel das termelétricas a gás natural. O sistema elétrico brasileiro estruturou-se em torno do aproveitamento de seu potencial hidrelétrico. Hidrelétricas com significativos reservatórios de armazenagem foram construídas paralelamente à expansão de uma extensa malha de transmissão. Deste modo, os reservatórios interconectados pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) regularizam as afluências tropicais, mitigando o risco hidrológico subjacente ao suprimento. Neste contexto, a complementação termelétrica foi estruturada para ser complementar e flexível, atuando como um backup acionado esporádica e pontualmente em situações hidrológicas adversas.

O planejamento da expansão termelétrica foi articulado em consonância com esse histórico paradigma operativo, privilegiando a contratação de térmicas flexíveis com baixos custos fixos, mas elevados custos variáveis. Essa estratégia se justificava pela expectativa de baixa utilização das centrais contratadas por disponibilidade, reduzindo, assim, os custos fixos assumidos pelos consumidores. Porém, se a utilização se revela prolongada e recorrente, como verificado efetivamente nos últimos anos, o custo de operação do parque térmico flexível se torna insustentável para a sociedade.

Desde meados de 2012, as condições hidrológicas desfavoráveis implicaram em despacho bem mais frequente das termelétricas. A participação da geração termelétrica na geração total de energia no SIN mais que dobrou quando comparada ao período desde 2000. Ainda que a hidrologia desfavorável tenha influenciado o pleno despacho das termelétricas, há indicadores que a operação mais frequente será uma tendência no futuro devido à expansão baseada em hidrelétricas a fio d’água e a gradativa perda de capacidade de regularização dos reservatórios. Essa evolução enseja a orientação de termelétricas para a base da curva de carga e a consequente expansão do uso de gás natural na geração elétrica, apoiada também pelas perspectivas de maior disponibilidade de recursos domésticos offshore e onshore. No entanto, os desafios para a expansão da geração termelétrica a gás natural em bases mais estruturantes ainda são presentes no Brasil.

A oferta doméstica de gás natural é preponderantemente inflexível, por ser majoritariamente associada ao petróleo, e à importação do gás boliviano está sujeita a elevada cláusula de take or pay. A solução encontrada para suprir a flexibilidade exigida para o despacho térmico, pela variabilidade acentuada da geração hidráulica, foi a opção pela complementação da oferta com o GNL. Além dos três terminais de regaseificação já em operação, três térmicas a GNL a serem construídas em três novos terminais de regaseificação foram recentemente contratadas, aportando 4 GW de capacidade instalada.

A expansão do sistema caminhou, assim, no sentido de adicionar mais flexibilidade térmica ao sistema ao mesmo tempo em que permitiu e encorajou a penetração de fontes renováveis intermitentes – hidrelétricas a fio d’água, eólica e, mais recentemente, solar. Com a estagnação da capacidade de armazenamento hídrico do sistema, o grau de regularização dos reservatórios se reduz gradativa e inexoravelmente. Ainda que a oferta das renováveis se complemente temporalmente, reduzindo o deplecionamento dos reservatórios, a tendência de longo prazo que se configura é de complementação térmica recorrente.

Embora o sistema aponte para um novo paradigma operativo, o planejamento persiste em demandar flexibilidade e disponibilidade térmica permanente, redundando em elevados custos variáveis. A exposição ao mercado spot de GNL, por sua vez, compromete o suprimento de eletricidade em bases sustentáveis, alertando para a premência de se adicionar à análise de custos e benefícios os riscos subjacentes incorridos.

Embora os leilões de energia tenham contribuído para a expansão da oferta de novas centrais elétricas nos Brasil, em especial através de contratos de disponibilidade térmica, a contratação de térmicas a gás natural enfrenta diversos obstáculos, que devem ser revistos para viabilizar a contratação de térmicas em bases mais sustentáveis – tanto para a indústria do gás, como para o setor elétrico. O limite de inflexibilidade de 50% é incoerente com o perfil da oferta doméstica de gás natural e com o grau de maturidade da indústria, que ainda não dispõe de mercado secundário para viabilizar a ociosidade da infraestrutura e da commodity. A exigência de comprovação de reservas provadas para despacho integral por todo o período contratual é incompatível com a lógica da indústria de óleo e gás, cuja produção futura não é garantida pelas reservas atuais, mas pela contínua campanha exploratória presente. Ao estender esta exigência a todas as térmicas candidatas, reduz-se ainda mais a competição nos certames e direciona a contratação para térmicas a GNL. A aversão à inflexibilidade, por seu turno, privilegia o GNL em detrimento de opções domésticas, que são ainda penalizadas pela impossibilidade de consórcio de supridores, capazes de agregar diferentes prazos e volumes na composição da oferta. Por fim, a exposição ao PLD por indisponibilidades técnicas dificulta o repasse do risco aos produtores, demandando outras soluções para sua mitigação.

A realização de leilões por fonte e por localização (regionais) pode contribuir para que externalidades positivas das térmicas no sistema brasileiro sejam incorporadas na análise de custo-benefício. As térmicas agregam confiabilidade ao sistema por poderem ser instaladas próximas aos centros de carga e por serem despacháveis (vantagem em relação as renováveis), e por contribuírem para a recomposição dos reservatórios, deslocando parte da geração hídrica (se forem mais inflexíveis), o que ainda não é amplamente reconhecido como vantagem para o sistema.

A operação de termelétricas na base, além dos impactos já apontados no sistema elétrico, seria também importante para o desenvolvimento da indústria de gás natural no Brasil. Ainda que enfrente desafios de viabilização, os campos do pré-sal podem elevar significativamente a oferta de gás doméstico. O seu aproveitamento depende da perspectiva de monetização. Térmicas com despacho na base poderiam ancorar o consumo e viabilizar o investimento da infraestrutura de escoamento. Como os sistemas do pré-sal estão sendo definidos, esse sinal de mercado deve ser dado o quanto antes. Caso contrário, a opção buscada será de excessiva reinjeção e essa janela de oportunidades de integração mais sustentada das indústrias de eletricidade e gás natural será perdida.

Referências:

Green, R., & Staffell, I. (2016). Electricity in Europe: exiting fossil fuels?.Oxford Review of Economic Policy32(2), 282-303.

Notas:

(*) Doutorando do IE-UFRJ

[1] Para maiores detalhes, consultar postagem anterior “Escolha tecnológica na expansão do parque gerador brasileiro: as implicações da utilização do Índice Custo Benefício (ICB)” de 08 setembro de 2014.

[2] O mecanismo de estímulo de fontes renováveis existente no mercado livre atualmente deriva da possibilidade de consumidores de menor porte acessarem ao mercado livre. Os consumidores especiais, com demanda superior a 0,5 MW, podem adquirir energia no mercado livre apenas de fontes incentivadas (renováveis de menor porte).

Leia outros textos de Luciano Losekann no Blog Infopetro

Leia outros textos de Diogo Lisbona Romeiro no Blog Infopetro

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