Bandeira Vermelha na Eletricidade – Luz no fim do túnel?

Entre setembro de 2020 e junho de 2021, o Sistema Interligado Nacional (SIN) registrou a pior energia natural afluente (ENA) armazenável do histórico de 91 anos.

Energia
13/07/2021
Diogo Lisbona Romeiro

Vinte anos após o racionamento de 2001, o Brasil enfrenta riscos elevados no suprimento de eletricidade – com possibilidade de apagões ou mesmo racionamento – em plena perspectiva de retomada pós-pandemia. Por hora, a certeza é o aumento da tarifa de eletricidade. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) reajustou o patamar da bandeira tarifária vigente (vermelha 2) em 52%, alcançando R$ 9,49 para cada 100 kWh consumido. Esta bandeira deve perdurar até o fim do ano, onerando 16% a já elevada tarifa residencial (R$ 0,5918/kWh na média das distribuidoras, sem impostos). Ainda se discute novo reajuste em agosto, podendo alcançar R$ 11,50 para cada 100 kWh.

Instituídas em 2015, as bandeiras tarifárias (verde, amarela e vermelha) sinalizam o custo corrente da energia aos consumidores cativos, embora de forma atrasada e parcial. O principal objetivo é antecipar arrecadação para cobrir gastos variáveis da geração termelétrica e exposições financeiras de curto prazo, evitando descasamento no fluxo de caixa das distribuidoras entre os seus reajustes anuais.

O parque termelétrico tem usinas com custos variáveis que podem superar R$ 1.000/MWh e a geração hídrica abaixo do esperado (a garantia física das usinas) resulta em exposições financeiras ao risco hidrológico, suportado pelos consumidores em contratos de quotas e parcialmente em contratos repactuados com geradores hídricos. Os gatilhos para o acionamento das bandeiras dependem de valores do preço de curto prazo e do risco hidrológico vigente – expresso pela razão entre a geração hídrica realizada e a sua média esperada, denominada de GSF (Generation Scaling Factor).

A emergência hídrica reconhecida pela Agência Nacional de Águas (ANA) nos estados do Sudeste e Centro-Oeste revela a severidade atual. Os reservatórios da região, que respondem por 70% do país, podem chegar ao fim de julho de 2021 com nível inferior ao observado em 2001, abaixo de 27%. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projetou níveis alarmantes para o fim do período seco (abaixo de 10%) caso não fossem flexibilizadas restrições de defluências mínimas de hidrelétricas em diversas cascatas, impactando múltiplos usos da água para navegação, irrigação, consumo e turismo. O objetivo é armazenar água nos reservatórios de cabeceira dos rios, aproveitando a geração em cascata das usinas a jusante.

O Comitê de Monitoramento do Setor (CMSE) indicou a prioridade dos recursos hídricos para geração elétrica e autorizou a utilização de termelétricas acima da ordem de mérito de custo dos modelos, além da importação emergencial da Argentina e do Uruguai sem limitação de montantes e preços. Adicionalmente, a recente Medida Provisória nº 1.055/2021 instituiu a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG) – formada apenas por ministros de estado, comandada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) – com plenos poderes para gestão dos recursos hídricos e eventual contratação de geração emergencial.

Na primeira semana de julho, a geração termelétrica por segurança energética envolveu custos que alcançaram R$ 1.464/MWh e a importação da Argentina atingiu R$ 1.379/MWh para 1.100 MWmédios – ao passo que o último leilão de energia nova realizado neste mês contratou energia eólica e solar a preços médios de R$ 150/MWh. O custo marginal de operação do sistema alcançou R$ 957/MWh na média semanal para todo o país, levando o preço de curto prazo (PLD) para o teto – R$ 583,88/MWh, embora o preço horário possa atingir R$ 1.197/MWh.

Desde 2012, o sistema requer maior geração termelétrica. Entre 2001 e 2011, as hidrelétricas responderam por 91%, em média anual, e as termelétricas por 9%; já entre 2012 e 2021, as hidrelétricas supriram 73%, as termelétricas 21% e as eólicas 6%. As termelétricas alcançaram 27% da geração na crise de 2014-15, quando eólica registrava apenas 3%; enquanto em 2021 as eólicas alcançam 11%, as térmicas 20% e as hidrelétricas 69%. Estruturalmente, a matriz está mais diversificada e com maior interligação, mas os reservatórios estão perdendo a capacidade relativa de regularização. A reserva plena hoje é equivalente a quatro meses do consumo anual, inferior aos mais de seis de 2001. A consequência é o maior e recorrente esvaziamento dos reservatórios, a maior sensibilidade à hidrologia e a necessidade de fontes complementares. A adequação dos recursos depende da disponibilidade e gestão de fontes variáveis, porém, complementares – o vento é maior no período seco, quando também há geração de biomassa da cana.

Entre setembro de 2020 e junho de 2021, o Sistema Interligado Nacional (SIN) registrou a pior energia natural afluente (ENA) armazenável do histórico de 91 anos. Chuvas abaixo da média de longo termo (MLT) estão mais frequentes e contribuem para crises recorrentes – como observado em 2001, 2014-15 e atualmente. O racionamento de 2001, com redução de 20% do consumo, foi essencial para evitar cortes compulsórios de energia, auxiliando a recuperação dos reservatórios quando a matriz era inteiramente dependente da geração hídrica. Em 2015 os reservatórios alcançaram níveis críticos no período úmido, mas chuvas acima da média no período seco, geração térmica ininterrupta e crise econômica contribuíram para a travessia da crise. Agora, a hidrologia é crítica, os reservatórios estão baixos e o consumo sinaliza elevação na pós-pandemia, com projeções para o PIB rondando 5%.

Evolução da Energia Natural Afluente (ENA) & dos Reservatórios do SE/CO em períodos críticos

Fonte: Elaboração própria com dados do ONS.

A despeito das negativas políticas, é certo que todo sistema elétrico convive com a eventualidade de um apagão e o Brasil – dada a geração hidrelétrica predominante – de algum racionamento. Mesmo com 176 GW instalados, a matriz enfrenta dificuldades para atender a sua demanda média (oscila abaixo de 70 GWmed) e máxima (histórica de 92 GW). O sistema operará no fio da navalha, atingindo níveis críticos inéditos na principal região do país. O ONS aponta para a possibilidade de atender a demanda de energia do período, mas com riscos crescentes de insuficiência de energia para os horários de ponta do consumo. A resposta da demanda – recurso sempre negligenciado na equação de suprimento – é e será essencial, como abordam Joisa Dutra & Vivian Figer na Conjuntura Econômica deste mês. Enquanto os grandes consumidores articulam programa emergencial para deslocar o consumo da ponta, os consumidores residenciais recebem pouca sinalização adequada além das bandeiras tarifárias.

Em plena era digital, medidores antigos não permitem informar o consumo instantâneo e estruturar modalidades tarifárias mais vantajosas. A tarifa branca, já disponível a qualquer interessado, ainda é pouco difundida. A tarifa opcional estrutura a cobrança por faixas horárias, concedendo desconto médio de 20% nos horários fora-ponta, em relação à tarifa convencional, frente a aumento médio de 100% nas poucas horas de ponta do dia.

Opções tarifárias adequadas são fundamentais para alocação mais eficiente de recursos (econômica e energeticamente), proteger consumidores em faixas de renda vulneráveis e promover uma liberalização estruturada e virtuosa. A permanência dos status quo é insustentável – promoverá adoção de geração distribuída (solar) por meio de subsídios-cruzados perversos e incentivará a inadimplência e o furto – a exemplo do Rio de Janeiro, que suporta índice de furto superior a 50% do consumo da baixa tensão.

Hidrologias críticas contribuem, mas não explicam sozinhas as sucessivas crises enfrentadas. Diversos fatores competem para a eclosão das crises, com destaque para premissas defasadas e parâmetros descalibrados dos modelos de operação e expansão; governança desestruturada; arranjos comerciais ultrapassados; e aprimoramentos regulatórios-institucionais morosos e erráticos.

Infraestrutura, governança e gestão são essenciais para mitigar riscos; assim como clareza, transparência e antecedência são fundamentais para gerir crises, a exemplo da travessia exitosa da Câmara de Gestão da Crise de 2001. Os próximos meses, incluindo o ano eleitoral de 2022, serão no mínimo desafiadores.

*As opiniões expressas neste artigo são de responsabilidade exclusiva do(s) autor(es), não refletindo necessariamente a posição institucional da FGV.

Autor(es)

  • Diogo Lisbona Romeiro

    Diogo Lisbona Romeiro é economista e pesquisador do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV CERI). Doutor em Economia do Instituto de Economia (IE) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), mestre em Economia pelo IE/UFRJ e graduado em Economia pela PUC-Rio. Foi professor substituto no departamento de Economia da Universidade Federal Fluminense (UFF), pesquisador do Grupo de Economia da Energia (GEE) do IE/UFRJ e consultor na Prysma E&T Consultores. Tem experiência na área de Economia da Energia, com ênfase em regulação e política energética do setor elétrico e da indústria do gás natural.

Últimos artigos

Nosso website coleta informações do seu dispositivo e da sua navegação por meio de cookies para permitir funcionalidades como: melhorar o funcionamento técnico das páginas, mensurar a audiência do website e oferecer produtos e serviços relevantes por meio de anúncios personalizados. Para saber mais sobre as informações e cookies que coletamos, acesse a nossa Política de Cookies e a nossa Política de Privacidade.