Equívocos: a paisagem exuberante do setor elétrico

Por Roberto Pereira d´Araujo

É claro que a exuberância da paisagem atrapalha. Veja o problema amazônico: a paisagem no Brasil sai pelo ladrão. Isso se reflete na literatura brasileira. É uma literatura muito paisagística, muito cosmética. – Ledo Ivo – Poeta Brasileiro.

Muito embora a frase do poeta Ledo Ivo se refira à literatura, sua reflexão tem muito a ver com a disposição da nossa sociedade brasileira meditar sobre si mesma e reagir às questões que afetam profundamente seu destino. É como se estivéssemos sempre “embriagados” pelo cenário.

A crise do setor elétrico tem características preocupantes que vão muito além dos aumentos exorbitantes de tarifas. Discorrer sobre os prejuízos para o consumidor e para a economia brasileira pode apenas repetir os inacreditáveis números já cobertos quase diariamente pela imprensa.

O foco desse artigo é, a exemplo da crítica de Ledo Ivo, muito mais uma reflexão sobre o que nos faz assistir uma série de absurdos como se fosse “parte da paisagem”. Talvez seja esse o centro das questões brasileiras, sempre desfocado pela “exuberância” de problemas.

Não há a intenção de estender o pensamento sociológico, mas sim examinar peculiaridades institucionais que emergem sem perder essa ótica.

Escolha tecnológica na expansão do parque gerador brasileiro: as implicações da utilização do Índice Custo Benefício (ICB)

Por Luciano Losekann, Edmar de Almeida e Diogo Lisbona Romeiro

Comparar as distintas tecnologias de geração de eletricidade requer um método que confronte os custos (operacionais e de capital) e os benefícios das alternativas.  O critério de seleção deve ordenar e selecionar os empreendimentos mais adequados para a expansão da matriz. O método internacionalmente consagrado para identificar a estrutura adequada da expansão da capacidade instalada é o custo nivelado das plantas de geração de eletricidade (levelized cost of electricity) – LCOE, que representa o custo por quilowatt-hora da construção e operação da planta ao longo de seu ciclo de vida (EIA, 2013).

No entanto, o LCOE não leva em conta a diversidade de benefícios entre as fontes, especificamente a diferenciação entre fontes firmes e intermitentes. Na medida em que as fontes intermitentes se tornam mais relevantes, com a difusão das renováveis, métodos que ponderem os benefícios decorrentes de cada tecnologia têm sido propostos para substituir o custo nivelado. Joskow (2011) propõe a busca por algum método alternativo baseado em mecanismos de análise que incorporem o preço da energia em cada instante em que essa é produzida. Assim, as tecnologias que possibilitam o controle do momento em que a energia é produzida (despacháveis) são mais valorizadas que as fontes que não possibilitam esse controle (intermitentes).

Alguns autores propõem a comparação através de portfólios ótimos de geração, que minimizam custos e riscos, em detrimento da escolha individual de tecnologias guiada apenas pelo menor custo, enfatizando a importância da consideração do mix gerador para a definição da rota de expansão mais eficiente.

A crise do setor elétrico: os problemas que permanecem embaixo do tapete

Por Roberto Pereira d’Araujo

O verão de 2014 foi um dos mais quentes e secos da história. Seguramente, essa anomalia atingiu duplamente o nosso setor elétrico. Gastamos mais energia com refrigeração e estamos recebendo menos água nos rios. É bem possível que alguns analistas achem perfeitamente desculpável que estejamos passando por uma repentina crise e que seja natural ter que pagar uma dívida bilionária por geração térmica que já tangencia níveis macroeconômicos.

A anomalia da temperatura pode camuflar que, mesmo com hidrologias mais favoráveis, nós já estaríamos no caminho de gastos bilionários. A questão climática é um agravante da imprevisibilidade do nosso planejamento e não uma desculpa. Ao contrário de declarações oficiais, o nosso sistema está em desequilíbrio. Há muitas razões para essa situação, mas uma tem ficado ausente dos debates: A sofrível adaptação de modelos competitivos implantada aqui, que atropelou as nossas singularidades.

O que nos diferencia dos outros sistemas, mesmo os que dispõem de matriz renovável, é a possibilidade de guardar água. Isso altera tudo porque acrescenta um fator inexistente na maioria dos sistemas elétricos mundiais, o link entre passado, presente e futuro.

Gastamos a água estocada para gerar ou usamos outra fonte de energia? Se decidirmos “desestocar”, de que usina? Se tivéssemos usado outras fontes no passado, teríamos uma reserva maior hoje. Qual a decisão correta? Como devo agir com a reserva hoje visando o futuro? Essas são perguntas inexistentes em países cujo setor elétrico tem predominância térmica, onde a história é uma sucessão de presentes. O nosso, além do link temporal, nos impõe um operador monopolista e o desacoplamento da geração e comercialização, certamente um ponto fora da curva em mercados de energia.

10 anos do “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro”: Sem motivos para comemorar

Por Luciano Losekann

(Atualizado em 8 de Abril de 2014)

Nesse ano de 2014, o chamado “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro” completa 10 anos. O modelo foi gestado como uma resposta à crise setorial que culminou no racionamento de 2001/2002 e um compromisso de campanha do presidente recém-eleito, Lula. Após um período de debate no ano de 2003, o modelo foi implementado através de duas medidas provisórias, posteriormente convertidas em leis, e cinco decretos entre maio e julho de 2004.

A principal motivação do novo arcabouço setorial era garantir a segurança do abastecimento. Para cumprir esse objetivo, o Estado retomou o papel de coordenador e planejador setorial e o regime contratual do setor foi modificado. No Ambiente de Contratação Regulado, as distribuidoras atenderiam 100% de sua necessidade através de contratos de longo prazo negociados através de leilões competitivos.

Os leilões de energia nova concediam um poderoso mecanismo para a implementação do planejamento do setor. Guiado pelos estudos da EPE, o governo podia ditar o ritmo de entrada de nova capacidade e definir a evolução da estrutura da matriz de geração conforme os objetivos de política energética. O modelo brasileiro passou a ser reconhecido como um exemplo pela literatura setorial[1].

A transição elétrica: muito além da falta de chuvas

Por Ronaldo Bicalho

(Atualizado em 8 de Abril de 2014)

Por trás da crise elétrica se desenvolve outro enredo que apresenta consequências que vão muito mais além do que aquelas causadas pela eventual falta de chuvas. Mudanças profundas estão ocorrendo nas bases do setor elétrico brasileiro. São essas mudanças que irão ocupar a agenda do setor nos próximos anos, colocando no centro das discussões os problemas associados à transição elétrica. Do entendimento da natureza e do alcance dessa transição irá depender não só o futuro do setor, mas, o futuro do país.

O setor elétrico brasileiro foi construído a partir da exploração intensiva do potencial hidráulico do país.

De Marmelos a Belo Monte, de Henry Borden a Itaipu, passando por Paulo Afonso, Furnas, Tucuruí, Xingó e tantas outras, as grandes hidrelétricas são os pilares que sustentaram historicamente o sistema elétrico brasileiro.

Se o aproveitamento do generoso potencial hidráulico se desenhou rapidamente como o caminho natural do desenvolvimento elétrico brasileiro, com as primeiras grandes barragens sendo construídas pela Light no início do século passado – Parnaíba, Fontes e Henry Borden –, seguida pelas nascentes estatais federais CHESF – Paulo Afonso – e Furnas – Usina de Furnas -, a gestão dos grandes reservatórios foi a pedra angular que alavancou esse aproveitamento, dando consistência e amplitude incomuns à exploração dos nossos recursos hídricos.

O problema da interação energia eólica, hidráulica e gás natural

Por Michelle Hallack e Miguel Vazquez

Ainda no inicio deste ano, estávamos envolvidos em pesquisas europeias sobre a integração das indústrias de eletricidade e gás natural, onde um dos problemas mais discutidos é a necessidade de construir estocagem elétrica. Nos últimos dez anos, com a introdução de energia eólica, as térmicas a gás se tornaram o mecanismo preferencial de “backup” do sistema (o uso das térmicas passou a responder de maneira complementar a geração eólica).

No entanto,  a introdução massiva de produção eólica, e as grandes necessidades de resposta muito rápida associadas a esta, gerou  a necessidade de dispor, em alguma medida, de estocagem elétrica para complementar o sistema de forma mais segura e econômica. No momento, a maneira mais econômica de estocar algo de eletricidade (energia, não potência) é a através da energia hidráulica. Por exemplo, é cada vez mais frequente na Europa a proposta de usar usinas fio d’água combinadas com usinas de bombeio puro.

Na maior parte destas discussões europeias, o mundo ideal seria um sistema com reservatórios de grande porte. A postagem de Losekann na semana passada (“Desafio do setor elétrico brasileiro: novo papel dos reservatórios”), chamou a atenção sobre os complexos problemas do “mundo ideal” europeu (que pode ser observado no Brasil), nos permitindo observar que  a definição do papel dos reservatórios no mercado elétrico nacional se tornou um tema central, e provavelmente retornará toda vez que a decisão sobre a quantidade das reservas hidráulicas for colocada em questão.

Um dos motivos para se pensar no papel da estocagem no sistema elétrico é a interação que esta terá com a energia eólica. A energia eólica vai jogar um papel relevante no futuro do sistema elétrico brasileiro.  Os projetos de novos parques eólicos apresentados para o próximo leilão somam uma capacidade de 8.999 (MW) e segundo as projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) no Plano Decenal de Expansão de Energia, a capacidade instalada deve crescer de 1.403 MW (2011) para 15.563 MW (2021), o que faria da energia eólica a segunda fonte de energia elétrica no país (com 8,5% da capacidade instalada de geração nacional). Nesse contexto, o sistema brasileiro enfrenta um conjunto de decisões particulares de um sistema com reservatórios, que em grande medida não são tão relevantes em outros sistemas mais térmicos.

Desafio do setor elétrico brasileiro: novo papel dos reservatórios

Por Luciano Losekann

A eletricidade é um bem não estocável. Assim, sua operação requer que o equilíbrio entre oferta e demanda ocorra em tempo real[1].  Essa característica torna mais complexa a coordenação de sistemas elétricos, envolvendo a necessidade de capacidade de reserva que implica em maiores custos de suprimento (Stoft, 2002). Globalmente, a difusão das fontes renováveis, particularmente eólica e solar, e da geração distribuída tornou mais crítico o gerenciamento do equilíbrio em tempo real e a busca por alternativas de estocagem de eletricidade. O desenvolvimento de baterias de maior capacidade com menores custos é dos principais drives tecnológicos atuais do setor elétrico, o que também está sendo impulsionado pela difusão de carros elétricos.

O caso da Alemanha é ilustrativo. O objetivo da política energética alemã é a transição energética dos fósseis para as renováveis (a Energiewende). A meta é alcançar 35% de participação de fontes renováveis na geração de eletricidade em 2020 e 80% em 2050.  O desenvolvimento de capacidade de estocagem é considerado crucial para cumprir as metas. Atualmente, o país conta com participação de 22% de geração renovável e com 40 GWh de capacidade de estocagem em reservatórios de bombeamento. A intermitência das renováveis é administrada através de centrais termelétricas. A percepção dos especialistas é que essa forma de operação é muito custosa e não pode perdurar com a ampliação da participação renovável.

O esquema de complementação com fontes renováveis tem implicado em sub-remuneração de centrais termelétricas. As centrais que usualmente operavam na base, passaram a ser despachadas nos momentos de menor produção renovável e maior demanda. Por essa razão, a E.On, uma das maiores empresas de geração do mundo, anunciou em janeiro de 2013 a intenção de retirar de operação várias centrais a gás natural. Para evitar a saída de operação de centrais termelétricas convencionais, o governo alemão introduziu na legislação restrições ao desligamento de centrais de grande porte (Lang e Mutschler, 2013).

A oportunidade de corrigir as ineficiências de precificação de eletricidade no Brasil

Por Gustavo Haydt e Luciano Losekann

Nos últimos anos, a programação de despacho das usinas brasileiras tem sido frequentemente alterada por razões de segurança do abastecimento. Segundo as regras atuais, as centrais que são operadas por critério de segurança, por determinação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, não formam o preço de curto prazo de eletricidade (PLD) e são remuneradas pelo Encargo do Serviço do Sistema (ESS). Essa prática gera distorções e ineficiência econômica.

Os consumidores que têm sua energia negociada no longo prazo, cativos principalmente, e que deveriam estar protegidos de flutuações no preço da eletricidade, acabam sendo onerados pelas condições de curto prazo de suprimento. Em 2012, o ESS totalizou R$ 2,7 bilhões, que é um recorde histórico. O repasse desses valores aos consumidores finais é uma preocupação do governo, já que este custo pode comprometer parcial ou totalmente os seus esforços para a redução do preço de eletricidade dependendo das condições do sistema e da hidraulicidade do ano.

Como a teoria econômica indica, o pagamento das centrais através de compensações sem compor o preço de mercado de eletricidade gera ineficiência alocativa. Os consumidores mais expostos ao preço de curto prazo (consumidores livres com energia negociada no curto prazo) pagam valores que não refletem plenamente a escassez de eletricidade. Por outro lado, os geradores que são despachados por mérito econômico e que recebem o PLD são remunerados por valores que não refletem a condição de escassez.

Externalidades no setor de energia elétrica: soluções e desafios

Por Felipe Botelho*

Externalidades são definidas como efeitos colaterais não intencionais de produção e consumo que afetam positivamente ou negativamente a terceiros (PEARSE & TURNER, 1990). Basicamente, o problema de externalidades surge a partir de falhas de mercado ou como resultado da falta destes (missing markets) em termos de alocação de todos os efeitos produzidos a partir de atividades econômicas e sociais aos agentes envolvidos. A falta de mercados pode ser resultado da falta ou definição indevida de direitos de propriedade e responsabilidade, custos de transação, características de uso comum de recursos  entre outras razões (JOSKOW, 1992).

Além disso, para aquelas indústrias que se estruturam sob uma concepção de rede, há ainda a criação de externalidades próprias a esta estrutura. Efeitos de rede são externalidades relacionadas ao fato de que o valor de uma nova conexão à rede aumenta com o tamanho da rede, o que implica em uma interdependência entre agentes conectados que é vital para o funcionamento e desenvolvimento desta mesma rede.