Setor elétrico brasileiro: Erros em sequência – Capítulo II

Roberto Pereira D’Araujo

Imaginem se a oferta crescente de energia elétrica fosse deixada ao sabor do mercado de energia com tanta volatilidade. Dada a singularidade do sistema elétrico brasileiro, qual é o critério de equilíbrio vigente hoje?

Sempre lembrando que é preciso analisar o sistema no futuro, justamente para não ser influenciado por essas variações bruscas, uma configuração posterior do sistema é analisada sob grande número de possibilidades de afluências.

O histórico de afluências, que só tem 80 anos, possibilitou o desenvolvimento de um modelo sintético de 2.000 anos, uma amostra mais extensa para uma grandeza física tão variável. Como ficará claro posteriormente, a série sintética longa resolveu problemas de significância estatística, uma vez que, com a variabilidade da hidrologia tropical, qualquer parâmetro estimado, para poder representar o universo de dados, exigiria amostras maiores do que o histórico.

Durante as pesquisas eleitorais os brasileiros se acostumaram a ouvir o “3% para mais ou para menos”. Com apenas 80 janeiros, como ter certeza sobre a sua média, por exemplo? O modelo sintético resolveu inconsistências na base de dados, portanto, não se trata de uma extensão da série sem acréscimo de informações. Mas, como será percebido adiante, sem esse alargamento, as estimativas teriam ainda mais incertezas do que já têm.

Com essa base extensa de dados, o sistema de hidroelétricas, térmicas, e outras fontes tem a sua operação simulada com todos os custos associados. Como decidir se o sistema estaria em equilíbrio de oferta e demanda?

O critério vigente é buscar uma expansão da oferta que equilibre os custos de operação e de expansão. Se, com base nessa amostra expandida, operar o sistema fica em média, mais caro do que construir uma nova usina, é preciso ampliar a oferta. O ponto ideal é atingido quando o custo marginal de operação médio iguala o de expansão.

Só que, num país tropical, com 70% de oferta hidroelétrica, esse variável custo de operação não se comporta com a distribuição da figura abaixo, onde existe iguais possibilidades de custos acima e abaixo da média.

Distribuição normal.

A curva de distribuição de valores de custos de operação, sob a hipótese de equilíbrio, é a que está abaixo.

Distribuição do Custo Marginal de Operação médio anual (R$/MWh) em situação de equilíbrio em um plano de expansão.

A barra amarela, por incrível que pareça, é a média que se iguala ao custo de expansão, no caso, R$ 120/MWh. Cerca de 70% das ocorrências são inferiores à média, cerca de 30% acima.

O eixo horizontal atinge valores muito maiores do que os R$ 600/MWh. Justamente, por analisar uma amostra de vários anos, há ocorrência até de déficits de energia, que assumem valores bem acima da térmica mais cara. Como o evento do déficit é tudo o que se pretende evitar, a operação associa um alto custo a esse evento. Para compensar essa ocorrência na amostra, vários cenários favoráveis, de baixos custos, são necessários para que a média atinja os R$ 120/MWh.

Reforçamos que a energia primária (afluências) é tão variável que podem ocorrer valores altos com excesso de oferta e baixos com insuficiência de oferta, mas sob condição de equilíbrio, a probabilidade de valores baixos é grande.

Portanto, essa característica é uma marca registrada do sistema brasileiro. É uma consequência da nossa geografia. É preciso reforçar esse entendimento:

Sob condições de equilíbrio entre oferta e demanda, o custo marginal de operação tem um forte viés de valores baixos. Se esse custo tiver influência sobre o preço de mercado, estará configurado um incentivo a contratações de curto prazo e, consequentemente, pouco interesse em garantir a expansão da oferta.

No próximo capítulo veremos se essa característica prevaleceu no mundo real. Aguardem.

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