O Brasil enfrenta mais uma crise hídrica, com a pior hidrologia em 91 anos, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O preço de liquidação das diferenças (PLD), porém, continua distante do teto máximo estrutural para 2021, de R$ 583,88/MWh, e também do máximo horário, de R$ 1.141,85/MWh.
As instituições do setor elétrico têm buscado aprimorar a formação de preço, inclusive com alterações nos parâmetros de risco, mas o modelo computacional tem suas limitações. Segundo Luiz Barroso, presidente da PSR, a razão principal do PLD não sinalizar de forma correta o cenário de escassez hídrica é o fato de o modelo não representar bem a possibilidade de vários meses consecutivos com vazões abaixo da média, como tem acontecido desde 2020.
A geração inflexível é outro desafio a ser superado pelos modeleiros. Isso acontece, segundo Barroso, pelo aumento do peso na matriz das tecnologias que têm custo operativo praticamente nulo, como as usinas eólicas e solares, que não podem ser despachadas, e pelas termelétricas inflexíveis que operam “na base”. Além disso, há no modelo matemático uma significativa parcela de geração hidrelétrica também inflexível. Isso deixa a carga líquida (calculada depois de descontada toda a geração inflexível) menor, o que reduz o despacho de termelétricas dentro da ordem de mérito. Como a geração inflexível não se concretiza, pelo cenário de escassez hídrica, aumenta a necessidade de despacho de termelétricas fora da ordem de mérito – ou seja, não consideradas no cálculo do PLD, que fica baixo, mesmo com o acionamento das usinas mais caras.
“O caminho hoje é reduzir esta flexibilidade hidrelétrica onde possível. Com isso, aumentamos a carga líquida, aumentamos o despacho térmico por mérito e o PLD sobe. E armazenamos água, que será fundamental para garantir o atendimento de ponta no final do segundo semestre. Se nada mudar e não chover, os reservatórios esvaziarão muito e podemos ter, além de preços altos, problemas mesmo”, disse Barroso, em entrevista à MegaWhat.
Confira a íntegra da entrevista com o especialista:
MegaWhat: Por que o PLD atual não sinaliza a escassez hídrica?
Luiz Barroso: A razão principal é que o modelo computacional não representa bem a possibilidade de vários meses consecutivos com vazões muito baixas, como ocorrido em 2020 e agora. A tendência do modelo é de vazões favoráveis ocorram pouco depois das desfavoráveis. Como consequência, a soma das vazões ao longo do tempo em cada cenário tende rapidamente para a média de longo termo, um processo conhecido como reversão à média.
Dado que o sistema é planejado para resistir a vazões muito baixas, o tal “período crítico”, o modelo operativo vê estas vazões médias como um evento favorável. Como consequência, calcula que o chamado “valor da água”, que é a base para o cálculo do PLD, é reduzido. A metodologia de aversão ao risco no cálculo da política operativa procura dar um peso maior aos cenários desfavoráveis de afluências, porém a reversão à média reduz a sua eficácia.
MW: Os modelos são otimistas?
LB: Sim, os modelos oficiais são otimistas com relação à eficiência da produção de energia das diversas fontes comparado com a realidade operativa, onde há restrições operativas, de transmissão e indisponibilidade de equipamento não representadas pelos modelos. Esta defasagem entre simulação e realidade é conhecida no setor como “fator de fricção”, nome dado pela PSR há 10 anos. Outro fator otimista é que o modelo operativo não representa a variabilidade da produção das renováveis, as eólicas e solares, supondo que eles produzem exatamente o previsto ao longo de cinco anos, que é o horizonte do Plano Mensal de Operação, o PMO. Como existe muita oferta de renováveis entrando em operação, isso é muito significativo.
MW: E como são consideradas as restrições ambientais das usinas?
LB: O modelo Newave, por representar os reservatórios de maneira agregada, não captura bem o efeito das restrições ambientais de defluência mínima de muitas usinas no esvaziamento forçado dos reservatórios. Embora os modelos Decomp e Dessem representem melhor o sistema, é do Newave a função de custo futuro, que representa a política operativa de médio prazo das hidroelétricas para estes modelos mais detalhados. E isso faz diferença.
MW: E como as usinas não despacháveis entram nessa conta?
LB: Isso está relacionado ao aumento do chamado “custo marginal zero”, resultante da combinação de tecnologias cujo custo operativo é praticamente zero, como as eólicas e solares; e de geração inflexível, por exemplo uma térmica, ou hidrelétricas, operando na base. Se a demanda em uma determinada hora for totalmente atendida pelas renováveis e térmicas na base, o PLD desta hora é zero. A ocorrência destes PLDs zero está aumentando significativamente em todo o mundo, com a inserção exponencial das renováveis. Em alguns países esta geração supera a demanda e o PLD é negativo.
MW: Você pode explicar melhor os efeitos da geração inflexível?
LB: Nos modelos de otimização de despacho e formação de preços, há geração que tem que ocorrer sim ou sim. Por consequência, ela possui custo variável unitário de operação nulo, sempre é acionada antes das demais e é conhecida no jargão do setor como geração inflexível. A inflexibilidade mais conhecida é a térmica, tipicamente associada a contratos de gás. Existe a geração renovável, que não é controlável e ocorre a custo variável nulo. E existe uma inflexibilidade menos conhecida, da geração hidrelétrica, que é associada a produção por basicamente defluências mínimas e usinas a fio d’agua.
MW: Esta parcela inflexível total é tão significativa assim?
LB: Sim. Só para você ter uma ideia, segundo o Plano de Operação Energética 2020, preparado pelo ONS, a parcela de geração inflexível total corresponde a 75% da carga global em 2020. Para fins de despacho, esta inflexibilidade é abatida da demanda, produzindo uma demanda líquida a ser atendida pelas demais fontes no processo de otimização, que são as hidroelétricas e termoelétricas. E com isso, apenas 25% da demanda é a necessidade do sistema para o despacho hidrotérmico por ordem de mérito. Para uma demanda de 70.000 MW médios, isso pode representar, por exemplo, 17.500 MW médios disponíveis para a otimização do sistema pelas fontes flexíveis, que são as que formam preço. Por construção, o parque térmico existente total, cerca de 24.000 MW, não cabe nesta demanda de 17.500 MW médios, a menos que a demanda aumente ou que a geração inflexível diminua. Isso afeta a formação do PLD e mesmo o volume de térmicas que podem ser acionadas fora da ordem de mérito.
Se a demanda aumentar ou a inflexibilidade diminuir, a carga liquida aumenta e, nas condições atuais, isso aumenta o despacho térmico por mérito e com isso o PLD.
MW: Para o futuro, essa inflexibilidade aumenta?
LB: Sim, devido ao aumento da penetração de renováveis e agora devido ao aumento das tais térmicas inflexíveis. Além disso, as necessidades de usos múltiplos da água vão aumentar. No caso das renováveis ainda temos o efeito que sua produção ocorre, no modelo, exatamente de acordo com a expectativa inserida, e sabemos que esta produção é incerta. Se ela ocorrer amanhã a menor que o previsto, o modelo foi otimista no uso da água hoje.
MW: Onde a aversão ao risco entra nesta discussão?
LB: A aversão ao risco é um conjunto de elementos, parâmetros e representações matemáticas que, em resumo, buscam informar ao modelo hoje quanto a água vale amanhã. Isto envolve o modelo hidrológico, taxa de desconto, custo de déficit, volume mínimo operativo de reservatórios e parâmetros do CVaR. Dependendo da calibragem do conjunto destes parâmetros, a água é mais usada que as térmicas para atender a demanda residual e isto influencia obviamente a formação de preços.
MW: O Ministério de Minas e Energia abriu recentemente uma consulta pública para discutir aprimoramentos propostos pela Cpamp nos modelos de aversão ao risco. Isso é uma solução?
LB: Os parâmetros de aversão ao risco devem ser naturalmente atualizados de tempos em tempos. Eles variam de acordo com a evolução da matriz e outros avanços metodológicos. Por exemplo, essa consulta pública sugere mudanças nos parâmetros do CVaR, em volumes mínimos operativos para aversão ao risco e no modelo hidrológico.
MW: A revisão da aversão ao risco não deveria ser calibrada para encher os reservatórios?
LB: Dependendo dos parâmetros selecionados para o conjunto de elementos que compõe a aversão ao risco, o acionamento térmico antecipado aumenta e naturalmente os reservatórios podem encher. Mas esta revisão da aversão ao risco não deve ser feita buscando encher reservatório, este não deve ser o objetivo. O risco, sem trocadilhos, é um parâmetro muito conservador com consequências em outros elementos do setor. A aversão ao risco é um parâmetro estrutural, que tem inúmeras implicações no planejamento e operação e está no coração de muita coisa.
MW: É correto ter inflexibilidade hidrelétrica? Ela não deveria ser revisada? Como ficam os usos múltiplos da água?
LB: Muitas regras de operação das usinas hidroelétricas atendem outros usos da água, por exemplo essas que mantém um fluxo mínimo de água. Elas devem ser consideradas na operação, não tem jeito. Porém, devemos também representar penalizações para a sua violação, que sinalizem o custo de oportunidade da água para outros setores. A PSR tem estudado muito este tema pois atuamos em muitos países onde essa gestão de usos múltiplos é bem mais complexa. E aqui só vai piorar.
MW: Hoje há uma grande discussão sobre a flexibilização destas restrições, por conta da crise hídrica. Como você vê o tema? Se elas forem flexibilizadas, o PLD sobe?
LB: Por causa dessas restrições, algumas hidrelétricas estão produzindo mais energia do que deveriam, fazendo com que nem todas as termelétricas possam ser ligadas. Numa situação de falta de chuvas, esta é a principal causa do esvaziamento atual dos reservatórios de algumas bacias, como mostrado em nota recente do ONS. O caminho hoje é reduzir esta flexibilidade hidrelétrica onde possível. Com isso, aumentamos a carga líquida, aumentamos o despacho térmico por mérito e o PLD sobe. E armazenamos água, que será fundamental para garantir o atendimento de ponta no final do segundo semestre. Se nada mudar e não chover, os reservatórios esvaziarão muito e podemos ter problemas de suprimento de ponta mesmo.
