Um modelo que se autodestrói.

Roberto Pereira D´Araujo

Esse assunto já foi tratado em parte aqui na página do Ilumina nesse link: http://www.ilumina.org.br/jesus-cristo-no-setor-eletrico/. O título foi dado em função de que todas as grandezas energéticas e comerciais do atual modelo, são originadas das séries históricas de 91 anos, mas que foram estendidas para 2.000 anos.

Ocupamos um pedaço do planeta que representa 5,6 % das terras emersas, o 5º colocado em espaço territorial. O Brasil é o país com maior diferença de latitude e, em termos técnicos, temos 6 climas distintos: tropical, equatorial, tropical de altitude, semiárido, tropical atlântico e subtropical.

Em termos energéticos, já que temos mais de 60% da nossa eletricidade advinda de rios, temos quatro grandes subsistemas com diversidade de comportamentos hidrológicos. O Sul, o Sudeste-Centro-oeste, o Norte e o Nordeste. A nossa “tropicalidade” e variância podem ser percebidas nos dados estatísticos do histórico de Energias Naturais, que nada mais são do que as afluências calculadas pela energia gerada se fossem turbinadas. Exemplo abaixo:

O gráfico abaixo, mostra, mês a mês, uma medida de variabilidade dessas energias, o desvio padrão dividido pela média de cada mês (Coeficiente de Variação). Essa é uma medida da incerteza associada às afluências. É de se notar que, mesmo para a região Sudeste e Centro-Oeste (20%), a insegurança é muito grande. Para a região Sul, o Desvio Padrão de setembro e outubro chega a igualar a média.

Segundo o hidrólogo e ex-diretor da ANEEL e da ANA, Jerson Kelman, autor de vários estudos essenciais para nosso sistema, “Mil ou dois mil ou n mil séries sintéticas são utilizadas em modelos de simulação ou de operação para produzir circunstâncias hidrológicas que poderiam ter ocorrido à luz das características estocásticas que se observam a partir da série histórica.”

Mesmo que a extensão do histórico de vazões para 2.000 anos não tenha sido escolhida para reduzir as incertezas estatísticas, essa opção gerou esse “extra”. Afinal, a teoria estatística recomenda que, quando se quer calcular com um certo nível de confiança algum parâmetro de uma grandeza tão variável, que se aumente a amostra usada.

Por exemplo, se desejamos ter um intervalo de confiança de 5% da média, o tamanho da amostra, calculado indiretamente por uma fórmula, fornece mais 1.200 para o Sudeste-Cento-Oeste e mais de 5.000 anos para o Sul.

Portanto, seja por características estruturais mostradas na modelagem adotada para as afluências, seja por exigências da estatística, o sistema brasileiro trabalha com uma série de 2.000 anos advinda do histórico de 91 anos. Essa decisão foi tomada há mais de 20 anos e é o que ainda está valendo em definições importantes com impactos comerciais e de custos.

Mas, por que toda essa tecnicalidade?

A razão é que, para adotar um modelo de preços que enseja traduzir em valores a singularidade brasileira de contar com reservatórios, a água tem um “valor” dado pelo custo marginal de operação (CMO). Suscintamente, ela vale os custos evitados num horizonte futuro. Essa é a principal singularidade do sistema brasileiro que nos levou a essa opção.

Por exemplo, uma usina térmica só é acionada se o CMO (valor da água) atingir seu custo de operação. Até esse momento, quem gera no lugar dela são outras usinas, principalmente as hídricas, por conta da reserva de água. Claro que existem outras funções de controle elétrico para as usinas, mas o “valor da água” é o principal elemento decisório.

E qual é o critério para saber se esse sistema todo “valorado” atende a demanda por energia elétrica?

A ideia é que um sistema está em equilíbrio de oferta e demanda quando, em média, o custo de operá-lo é equivalente ao custo de expansão da oferta. Sucintamente, CMO médio = CME (Custo marginal de expansão).  É importante que essa média seja calculada para um grande número de situações, pois, circunstancialmente, um ano muito chuvoso pode mascarar esse custo.

Para se ter uma ideia da importância desse cálculo, as garantias físicas das usinas (GF) são calculadas sob esse critério antes da existência da usina. Sem isso, não se consegue fazer os leilões. A GF é um certificado que se atribui a cada usina que participa desse grande sistema interligado, pois, ao contrário do que muitos pensam, as usinas não vendem exatamente a energia que geram.

Bem, seria interessante ver como se comportam esses CMO´s quando se simula o sistema sob a exigência de igualdade de CMO médio e CME para os 2.000 anos, em uma das situações que geraram alguns desses certificados GF. No caso, como exemplo, a configuração estudada para o horizonte de 2016.

Acima, as 2.000 ocorrências de CMOs médios anuais (R$/MWh). A linha amarela é o CME (~ R$ 120/MWh).

O se percebe é que, a maioria das ocorrências são inferiores ao CME. Reduzindo o eixo vertical, fica bastante evidente.

Nesse tipo de variável, a mediana (que divide a amostra em duas partes iguais) está bem abaixo da média. No caso, ela vale R$ 68/MWh. Mediana bem abaixo da média é típico de uma função distribuição que se parece com uma onda.

Fica evidente que, por características singulares do sistema brasileiro, se há o suposto equilíbrio, a maioria dos CMO´s ocorre abaixo de CME. Ou, seja, é muito mais provável que o custo marginal de operação não supere o custo marginal de expansão.

Agora, basta ver qual é a semelhança entre o CMO e o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), “preço de referência” no mercado livre. O gráfico abaixo é a série de CMO semanais (O ONS só disponibiliza por semana).

O gráfico abaixo é o do PLD mensal.

Qualquer semelhança não é mera coincidência. As diferenças são apenas os limites adotados na segunda variável, o PLD.

O gráfico acima mostra essa referência desde 2001 comparada com o preço médio para o mercado residencial. Há contestações vindas de agentes de mercado que declaram que o PLD não é o preço real, mas apenas uma referência. Concordo, mas, então quais foram os preços reais?

O nível atual do nosso consumo é de aproximadamente 70 GW médios. Se o mercado livre representa 30% do consumo total, deveria ter contratado cerca de 21 GW médios (quase 3 Itaipus!) para sua própria necessidade. Como os preços que se verificaram de 2003 até 2012, são muito inferiores aos do mercado cativo das distribuidoras, e, se preço indica sobra ou carência, certamente não houve essa contratação. Alguns contratos de longo prazo não podem ser confundidos como um comportamento de precaução sobre o futuro, pois podem ser feitos com usinas existentes.

Conclusão:

Um mercado que tem como preço de referência os custos marginais de operação com as características brasileiras, e, se o sistema obedece o critério de equilíbrio, como era previsto, essa estrutura destrói sua própria estabilidade, pois, afinal, quem está num ambiente no qual o preço de mercado emula o CMO, é incentivado a investir muito pouco, pois o viés de preços baixos dá um sinal inverso ao da antecipação de necessidades. Como o Brasil necessita de aproximadamente 1.500 MW médios/ano, estamos colhendo as sequelas do que plantamos há 25 anos.

 

 

  1 comentário para “Um modelo que se autodestrói.

  1. Sérgio.
    17 de outubro de 2021 at 13:12

    Roberto sua conclusão foi cirúrgica, traduzindo em termos econômicos, essa vantagem obtida pelo Mercado Livre, que investe pouco na expansão do nosso sistema, representa apropriação de poucos da “mais-valia energética”, e como você conclui, isso destrói a estabilidade do nosso sistema elétrico.

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