A Crise no Setor Elétrico
Quem vai pagar por ela?

A crise no setor energético não acabou com a volta da bandeira verde

A falta de chuva é só uma parte da explicação. Há outras igualmente importantes. Boa parte do aumento é devida a graves falhas na regulamentação do setor elétrico, em um quadro de atraso na construção de grandes hidroelétricas e de linhas de transmissão, assim como de aumento do consumo em todos os setores, exceto o industrial . Tudo isso é somado à falta de realização do dever de casa na eficiência energética.

Quando faltam chuvas - e consequentemente água - nos reservatórios das hidroelétricas, são acionadas termoelétricas movidas a gás natural e cujo funcionamento é mais caro.

O custo de gerar energia elétrica em uma termoelétrica depende da continuidade de sua utilização, ou seja de quantas horas do dia, do mês ou do ano ela funciona. Se a termoelétrica funcionar 24 horas por dia por dez meses do ano, por exemplo, o custo do quilowatt-hora produzido é muito inferior ao do quilowatt-hora produzido pela mesma termoelétrica quando funcionar apenas um mês no ano. Mesmo assim, as termoelétricas tem sido remuneradas por preços muito acima do seu custo. Isso implica um lucro descomunal para seus donos.

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Mas quem tem ganhado tanto com os preços altos da energia elétrica?

Quem mais tem aproveitado os preços artificialmente altos da energia elétrica é, paradoxalmente, a Petrobras, que possui contratos vigentes até 2019. Sua mais recente demonstração contábil - divulgada no meio da polêmica sobre os efeitos da investigação sobre corrupção - aponta que só ao longo de 9 meses (entre janeiro e setembro de 2014) a empresa lucrou quase um bilhão (R$ 0,95 bi) no setor de energia e gás, ou seja 7% de seu lucro total.

Os contratos com a Petrobras estarão em vigor até 2019. O preço da energia contratada, de R$ 262 / Mwh, é mais que o dobro do custo de geração em regime contínuo.

Quais são os problemas na regulamentação do setor elétrico?

Muitos. Se há um termo que resume o quadro atual é confusão. Para ter uma ideia, basta ver como ficou o preço da eletricidade no mercado spot (mercado livre). Depois de ficar vários meses no valor teto de R$ 822 / Mwh, levando as empresas do setor - principalmente concessionárias de distribuição, mas também geradoras de energia - a um quadro financeiro difícil, o governo resolveu dar um jeitinho: fixou por decisão política que o valor teto é R$ 388,48 / Mwh.

Qual o resultado prático dessa limitação?

Depende de que lado você olha. Se for um consumidor livre, que tem de pagar o seu consumo pelo chamado PLD (preço de liquidação das diferenças) estará feliz, porque não importa quanto custe para produzir a eletricidade que consome ou distribui, você paga um valor que é certamente abaixo do seu custo real.

Se for um gerador que vende sua energia no mercado livre, depende de qual fonte é explorada e de como a energia é vendida. Os operadores de hidroelétricas, grande ou pequenas, que não conseguem gerar tudo o que já venderam antecipadamente por contrato, têm de pagar pela energia que não é entregue, mês a mês, através do PLD. Por outro lado, os operadores de termoelétricas e parques eólicos (conectados) recebem pelo valor contratado ou, se geram para o sistema elétrico com o ONS que os liga e desliga (despacho), recebem pelo chamado custo unitário variável (CVU), que é declarado pelo gerador.

Pior é a sorte de um consumidor cativo de uma distribuidora de eletricidade.
Para ele, ou seja todos nós, a conta vai subir. Afinal, alguém tem de pagar pela confusão.

Mas como se chegou à situação extremada atual?

O governo tomou em 2012 algumas decisões drásticas, com o objetivo declarado de reduzir expressivamente a conta de energia ao consumidor em 20%. Isso resultou num estímulo ao aumento do consumo de energia. Paradoxalmente, porém, a esperada diminuição nas contas não se concretizou. O resultado foi uma maior estatização de parte do setor elétrico.

A Constituição estabelece que todos os aproveitamentos hidroelétricos pertencem à União (Art. 20 VIII, Art. 21 XII b). São operados por empresas concessionárias, por prazos de até 30 anos. Vários aproveitamentos hidroelétricos mais antigos, como as da CESP em São Paulo, da CEMIG em Minas Gerais, da Copel no Paraná e de Furnas em vários estados, têm suas concessões terminando em 2015.

Para regulamentar a renovação dessas concessões, o governo federal baixou, em setembro de 2012, a Medida Provisória 579 que, entre outras coisas, modificou a forma de remuneração das empresas que operam os aproveitamentos hidroelétricas cujas concessões vencem em 2015. Considera-se que o custo de investimento na implantação das usinas está amortizado e que a concessionária seria remunerada apenas por um custo de gestão de ativos de geração (GAG), recebendo uma receita (RAG) que inclui esses custos somados a tributos e encargos que recolhe e repassa à União. A sua margem de lucro é parte do custo. Além disso, a energia garantida dessas usinas será revisada pela ANEEL e o novo valor será integralmente rateado entre as distribuidoras, eliminando a parcela que as usinas oferecem ao mercado livre, pelo preço do PLD.

Das principais concessionárias, apenas Furnas - por ter controle do governo federal -aceitou renovar as concessões nestas condições. As empresas privadas recusaram e suas usinas serão oferecidas em licitação para definir o novo operador.

A tentativa de reduzir assim os preços da energia fracassou e, o que mais preocupa, teve efeitos de incerteza sobre o setor como um todo: por um lado, sabendo desta limitação após a amortização do investimento, as operadoras tenderão a exigir um retorno mais alto e mais rápido. Por outro, o aumento do consumo que foi estimulado com a medida contribui agora para o risco de apagões e falhas do sistema.

No setor elétrico, o responsável principal pela condução da política é o governo federal. Ele é o contratante e o fiscal da construção das grandes hidroelétricas e das linhas de transmissão, além de ser quem aprova as regulamentações do setor. Em relação ao aumento do consumo, é de novo o governo federal que tem evitado investir no uso racional da eletricidade, promovendo o consumo de forma indiscriminada. O governo pretendia seguir um conceito de modicidade tarifária, mas na prática agiu de forma populista, com preços insustentavelmente baixos no curto prazo, que agora acabaram disparando para pagar o rombo criado no passado recente.

O GOVERNO FEDERAL É O PRINCIPAL RESPONSÁVEL

Por quê as grandes usinas hidroelétricas não entraram em funcionamento?

Atraso - e aumento de custos - na conclusão das grandes obras do setor elétrico se tornou uma regra. São exceções raras as que entram em funcionamento cumprindo o cronograma e o orçamento originalmente contratados. O caso recente de maior repercussão é o da usina hidroelétrica Belo Monte, que já adiou a instalação de parte de suas turbinas e, agora, atrasou o cronograma de enchimento do lago da represa, por não ter cumprido com diversos compromissos, incluindo a realocação de pessoas atingidas pela barragem e os programas de compensação das populações indígenas afetadas pela hidroelétrica.

Além disso, há atrasos também no reforço ou implantação de linhas de transmissão, que ligam as usinas aos centros consumidores. O atraso mais conhecido é o da ligação dos parques eólicos do Nordeste Brasileiro ao sistema elétrico nacional, que resulta na situação inusitada de parques eólicos prontos que não entregam eletricidade simplesmente porque não estão conectadas à rede. Todas as empresas que constroem grandes hidroelétricas fazem o mesmo: ganham concessões de aproveitamentos hidroelétricos nos leilões oferecendo o menor preço para a venda da energia no mercado regulado (onde as distribuidoras são as compradoras), realizam contratos de venda antecipada de parte da energia para as distribuidoras e usam tais contratos como garantia dos financiamentos com o o BNDES que paga, via de regra, aproximadamente 80% - ou até mais - dos custos da construção.

Cada aproveitamento hidroelétrico é oferecido em leilão com um prazo máximo para entrar em operação, o que significa que se houver atraso, ele provoca uma escassez na oferta de energia elétrica.

Deve-se observar que todas as grandes usinas hidroelétricas - como Santo Antônio, Jirau e Belo Monte - têm atrasado de forma expressiva seus cronogramas e aumentado também expressivamente seus custos em relação ao que inicialmente planejado. Isso ocorre porque custos e cronogramas são subestimados para justificar a decisão de construí-las, sem passar por um adequado planejamento. Por estarem localizadas na Amazônia, problemas logísticos, ambientais, fundiários, trabalhistas, sociais e de engenharia se multiplicam, a partir de estudos insuficientes e licenças concedidas de forma superficial.

Todas elas foram construídas numa conjuntura de conflitos e obrigadas frequentemente a parar suas obras por determinação judicial ou embates sociais. Tais conflitos, atrasos e aumentos de custos foram amplamente previstos em estudos e documentos da sociedade civil, do Ministério Público ou da academia, mas em geral foram ignorados pelo governo, pelos empreendedores e até mesmo pelos financiadores, com destaque para o BNDES. E os resultados estão aí.

Eletricidade depende de planejamento
Quais contas devem ser pagas no futuro próximo?

O planejamento de energia elétrica no país se limita essencialmente aos leilões de empreendimentos, principalmente hidroelétricos. Isso já é um problema, mas mesmo os leilões mostram que há fontes mais baratas de energia elétrica, quando comparadas às termoelétricas contratadas, como a eólica e alguns aproveitamentos de biomassa e fotovoltáica.

Os projetos hidroelétricos na Amazônia, nos grandes rios que não foram represados, são do tipo chamado a fio d'água, com reservatórios menores e portanto com capacidade de acumular pouca água para para geração elétrica. Esse modelo foi adotado para superar obstáculos ambientais, reduzindo o alagamento de florestas necessário para formar grandes reservatórios. Na realidade, isso tem levado a instalar um enorme parque de turbinas que apenas podem funcionar por alguns meses por ano e tornar economicamente pouco viáveis os aproveitamentos hidroelétricos. Por outro lado, apesar de reservatórios menores, os impactos ambientais, que em sua maioria são indiretos (afetando os entornos, muito além da área inundada) continuam a acontecer.

Com base no que ocorreu recentemente, parece assim razoável, em primeiro lugar, melhorar o planejamento e corrigir a regulação, para evitar que os custos subam tanto: por exemplo, remunerando as termoelétricas sem os excessos verificados até aqui. Em segundo lugar, as fontes de geração deveriam ser diversificadas, reduzindo o risco. Em terceiro, é essencial ganhar eficiência e reduzir perdas. Finalmente, é oportuno evitar obras cujos custos, riscos e prazos se tornam imprevisíveis (parece que a lição não foi aprendida, pois ainda o governo cogita embarcar em outra empreitada cara e arriscada com uma mega-usina no Rio Tapajós).

Mas há um problema maior com a abordagem adotada até aqui. Ela não é sustentável a longo prazo. Os regimes de chuvas tendem a ficar cada vez menos previsíveis com a intensificação de eventos extremos como enchentes e secas prolongadas, em consequência da mudança climática global ou regionais. O Painel Brasileiro de Mudanças Climáticas realizou, em parceria com o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais - INPE, estudos sobre o balanço hídrico nas diferentes regiões brasileiras em um cenário pessimista de altas emissões de gases de efeito estufa ao longo do século XXI. Sabemos assim que nossa região é aquela para a qual a ciência prevê o maior aumento de períodos de estiagem.

Nesse quadro, aumentar a dependência da hidroeletricidade, que já representa quase 70% de nossa matriz, aumentaria ainda mais a vulnerabilidade do sistema. Por outro lado, num círculo vicioso, as termoelétricas contribuiriam para agravar as mudanças climáticas que nos afetam, e cuja origem está justamente no lançamento para a atmosfera de uma quantidade de CO2 superior àquela que é absorvida pelos sistemas de reciclagem global do carbono.

Assim, na melhor das hipóteses estaríamos assentando o sistema elétrico brasileiro em dois lados do mesmo problema. De um lado, as hidroelétricas se tornam mais intermitentes por causa de sua vulnerabilidade às mudanças climáticas. De outro, as termoelétricas que deveriam compensar o regime hidrológico, por conta do aumento dos extremos climáticos, acabam contribuindo para agravar as mudanças climáticas.

É ainda necessário lembrar que todas as fontes de energia trazem impactos ambientais e sociais. Não existem fontes de energia completamente limpas, mesmo que renováveis. No caso das grandes hidroelétricas, por exemplo, não se deve desprezar a contribuição de emissões de metano que elas podem implicar, dependendo do tipo, da localização e do reservatório. Assim como é necessário levar em consideração de forma transparente as emissões implícitas também em outras fontes que tendem a ter um balanço muito mais favorável, como eólica ou fotovoltaica, na medida em que forem desenvolvidas em larga escala.

Além disso, há outros impactos dependendo do tipo de projeto e empreendimento, como desalojar pessoas, perder diversidade cultural e étnica, eliminar biodiversidade, cenários naturais, etc. As termoelétricas movidas por combustíveis fósseis (carvão, óleo e gás natural) são fontes de gases de efeito estufa, emissoras de poluentes locais e regionais que trazem chuva ácida, metais pesados (no caso do carvão) e outros poluentes atmosféricos que afetam vias respiratórias e sistema circulatório, com altos custos sociais, desconsiderados na hora de tomar decisões.

Eis porque é importante e necessário - ao comparar custos de opções energéticas - considerar as chamadas externalidades (custos ambientais e sociais), o que não ocorre atualmente no planejamento energético. Só assim podemos comparar custos verdadeiros, e não parciais ou viciados pela omissão de contas escondidas temporariamente em baixo do tapete.

Solução de verdade? Comparar custos reais das opções de geração e comparar todas elas com o custo do aumento da eficiência na geração, transmissão, distribuição e consumo da energia. Fora disso não há solução real.

Prof. Dr. Luiz Pinguelli Rosa
Coordenador COPPE / UFRJ




Por que as contas ficaram tão altas?

Além de repasses do Tesouro Nacional (pagos pelos impostos dos contribuintes) para as concessionárias de distribuição de eletricidade também foram realizados empréstimos bancários intermediados pelo governo, que vão ser cobrados nas contas a partir de 2015. Depois de um primeiro empréstimo de R$ 11 bilhões, as distribuidoras tomaram outros R$ 7 bilhões emprestados. Tais empréstimos deverão ser devolvidos a partir de novembro de 2015, pela taxa de empréstimos interbancários.

Além do aumento que podemos considerar conjuntural, por ser vinculado à falta de chuva e principalmente às falhas regulatórias descritas, há outros aumentos que são permanentes ou estruturais. Um deles é devido à introdução, pela ANEEL, das Bandeiras Tarifárias, que aumentará todas as contas em até R$ 30 por Mwh enquanto as termoelétricas fornecerem a energia que falta nas hidroelétricas.

Como foi possível que, apesar da escassez de chuvas, a geração tenha aumentado de 54 GW em 2013 para 62 GW em 2014?

O sistema de geração elétrica conta com outras fontes além das hidroelétricas, mas hoje elas não são suficientes para compensar a falta de chuvas.

O quadro resume o parque de geração de energia elétrica existente no Brasil, conforme os dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que fiscaliza, autoriza, permite, outorga ou concede a operação dessas instalações.

O quadro compreendetodas as fontes capazes de gerar energia elétrica, incluindo as pequenas quedas d'água em sítios e fazendas com geradores de potência instalada de até 500 kW, denominadas centrais de geração hidroelétrica. As usinas hidroelétricas, por sua vez, são em média 1.000 vezes maiores do que tais centrais. As instalações termoelétricas, em número muito grande, incluem conjuntos de motores diesel de grande porte, acima de 500 kW.

Fica assim evidenciado que o parque gerador ainda é fortemente dependente de grandes hidroelétricas. As grandes hidroelétricas dominam com 70% da capacidade instalada de geração e, somadas às termoelétricas, respondem por 91% do total.

As termoelétricas, até certo limite, compensam a falta de chuvas. Mesmo que houvesse combustível suficiente para elas operarem plenamente todas as horas disponíveis do ano, menos o tempo que necessitam para manutenção - em torno de um mês por ano - a realidade é que a maior parte delas, principalmente as de menor porte, que são milhares, não foi projetada para operar com confiabilidade o tempo inteiro. São unidades construídas para as horas de pico ou, no caso dos motores diesel em condomínios, shoppings etc, para situações emergenciais.

O aumento no consumo contribui para o aumento do custo da energia elétrica?

Sim, de duas maneiras.

De um lado, a falta de chuvas faz com que o crescimento do consumo tenha de ser atendido por termoeletricidade, em geral mais cara que a energia hidroelétrica.

Ao mesmo tempo, o aumento do consumo faz com que seja necessário construir - desde já - novas usinas geradoras para atender a demanda.

O financiamento necessário para a construção de novas instalações vem, na sua maior parte, de bancos públicos (principalmente, BNDES) que são subsidiados pelo Tesouro Nacional, ou seja pelos impostos pagos diretamente (Imposto de Renda, IOF etc.) ou indiretamente (principalmente por meio do consumo, como ICMS, IPI, II etc).

O Tesouro Nacional tem fornecido, além dos aportes diretos ao BNDES, recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), formada por recursos levantados a partir das contas de eletricidade.

Além dos empréstimos subsidiados, vários fundos de pensão com controle público são levados a investir nessas instalações (Petros da Petrobras, Previ do BB, FUNCEF da Caixa). Tais recursos alavancam o investimento (e reduzem o risco) privado que, no final das contas, representa uma parcela bem modesta - tipicamente entre 10% e 20% - na construção de usinas geradoras de energia elétrica.

O custo da energia elétrica tem, portanto, pelo menos dois componentes. Um que é pago diretamente pelo bolso do consumo de cada indivíduo ou empresa, por meio da conta de eletricidade. Outro que é pago indiretamente - pelo bolso de contribuinte de cada indíviduo ou empresa - a partir de impostos e contribuições que subsidiam investimentos que o capital privado não bancaria, e que ainda acabam competindo por recursos com os investimentos sociais, em áreas como saúde, educação, segurança, meio ambiente etc.

Apenas em novos investimentos em geração, visando atender aumento de consumo (portanto incluindo perdas e desperdícios) planeja-se gastar, nos próximos 10 anos, R$ 223,10 bilhões, quase exclusivamente com recursos públicos.

É possível planejar de forma mais racional, justa e abrangente?

Há quarenta anos, quando foram estabelecidas as bases para o planejamento ainda vigente no setor elétrico, a ênfase estava no aumento da oferta de energia elétrica. No passado, isso era necessário porque a geração era o principal gargalo para o aumento da produção industrial e do consumo de bens e serviços.

Hoje porém, com uma base instalada de geração de mais de 130 GW - somada ao desenvolvimento tecnológico para novas fontes renováveis e para o aumento da eficiência energética - o planejamento deve ir muito além da oferta de mais energia elétrica.

Uma das razões é que, ao comparar os custos para aumento de eficiência, ou para a geração local em menor escala, com os altos custos diretos e indiretos de novas instalações de geração de grande porte – como Belo Monte ou Santo Antônio – são muitas as situações em que é mais vantajoso suprir demanda investindo no aumento da eficiência dos usos finais e/ou no aproveitamento de recursos energéticos localmente disponíveis.

Apesar da ênfase dos planos decenais de energia (PDEs) em grandes obras o aproveitamento de fontes locais vem ganhando espaço. Exemplos são os aproveitamento eólicos e alguns de biomassa – bagaço, resíduos agrícolas e cavaco ou serragem de madeira – que, se tiverem remuneração correta, poderão ser uma parcela muito significativa da matriz elétrica brasileira.

Em termos práticos, o preço a ser pago para essas fontes deve ser maior, em termos unitários (R$ / MWh), daquele pago às grandes instalações, localizadas a milhares de quilômetros de distância dos centros consumidores,

Paradoxalmente, isso não é levado em conta, uma vez que todas as fontes de geração tem como referência o chamado Custo Marginal de Expansão, que é o custo médio para o acréscimo de um MWh de energia elétrica no parque gerador do SIN, hoje estabelecido em R$ 139 / MWh para todos os empreendimentos hidrotérmicos.

É possível planejar além da oferta, inclusive a não-geração de energia?

As novas oportunidades de geração distribuída mostradas anteriormente, ao lado dos potenciais usos mais eficientes da energia elétrica em todos os setores de consumo, mostram que o planejamento deve incorporar a demanda de energia, procurando inclusive as oportunidades para investir na não-geração, de forma a tornar a sociedade mais eficiente, consumir menos recursos naturais e ser assim mais sustentável. Esse é o caminho que está aberto e que será descrito em detalhe a seguir.

Dr. Mauricio Tiommo Tolmasquim
Presidente da Empresa de Pesquisa Energética – EPE / MME

Perdas e Ineficiência no Setor Elétrico
Cadê os ralos pelos quais vaza a energia?

Aumento do consumo não significa mais gente com geladeira, computador, máquina de lavar?

Se inclusão social e acesso a serviços básicos são essenciais, é também essencial garantir que o acesso ocorra por equipamentos de boa qualidade, duradouros e sustentáveis. Isso não significa que tenham de ser mais caros e pouco acessíveis. Ao contrário, ao focar a criação de produtos com eficiência, durabilidade e baixa manutenção, podemos ter equipamentos que se tornam mais baratos ao longo de sua vida útil.

Infelizmente, não é o que ocorre hoje no Brasil, onde boa parte dos equipamentos domésticos no comércio não tem a melhor qualidade e tecnologia disponíveis. Como veremos em seguida, a situação é ainda mais grave quando olharmos para os equipamentos industriais, pois isso influencia parcela maior do consumo total.

Trata-se de um péssimo negócio para o consumidor: os equipamentos que adquirimos são mais caros que os similares de outros países, consomem mais energia e duram menos.

Mas a baixa eficiência dos equipamentos ocorre apenas nas residências ou também na indústria?

Infelizmente, o problema também afeta a indústria. E o próprio Plano de Desenvolvimento da Energia (PDE) da Empresa de Pesquisa Energética do Ministério de Minas e Energia (EPE / MMA) para o período 2013 – 2022 sinaliza que o planejamento oficial projeta ganhos em eficiência energética para a indústria bastante modestos, se não insignificantes.

Trata-se da competitividade da economia brasileira como um todo frente ao cenário internacional. O gráfico mostra a intensidade energética - ou seja, a quantidade de produto interno bruto (PIB) gerada por cada unidade de energia utilizada - de alguns países selecionados: chama a atenção o fato de que o recente desempenho do Brasil, em vez de acompanhar a tendência de melhora dos concorrentes, tem apontado um recuo. Isso ocorre apesar do recente crescimento relativo do setor de serviços, que consome menos energia para gerar valor adicionado à economia.

Mas o desafio principal reside na indústria. Um indicador do Balanço Energético Nacional da EPE/MME comprova isso: a intensidade energética do PIB industrial. O quadro mostra quanta energia é gasta para produzir um dólar de produto industrializado. O paradoxo que chama a atenção é que, ao longo dos últimos dez anos, não só não houve progresso na intensidade energética, mas a média até piorou um pouco.

Ou seja, na contramão do avanço tecnológico, a indústria brasileira como um todo consumiu cada vez mais energia elétrica para produzir o mesmo valor adicionado. Se considerarmos que o único setor onde houve uma melhora comparável àquela dos padrões internacionais é a produção de químicos, podemos reparar que há setores - como alimentos e bebidas, não-metálicos e textil - que chegaram a regredir expressivamente em seu desempenho. É o resultado da falta de políticas de estímulo para um parque industrial mais eficiente, assim como de uma cultura pela qual se aposta na energia barata, quando este insumo é destinado a custar mais caro no futuro próximo.

Hoje a preocupação com a intensidade energética cresce no mundo todo. Por essa razão há governos e associações industriais que medem e comparam essa intensidade em vários países. Como se pode ver pelo estudo mais recente, realizado pelo American Council for an Efficient Energy Economy (ACEEE).

O Brasil está quase na lanterninha no item de eficiência energética, isto é em 15o lugar entre as 16 principais economias do planeta: distante não apenas dos países mais desenvolvidos, mas o que chama mais a atenção também de seus concorrentes diretos entre os BRICS, como China, Índia e Rússia. Há, portanto, um dever de casa essencial não apenas em termos de política energética, mas de viabilização estratégica da competitividade de nossa economia.

Prof. Dr. José Goldemberg
IEE USP

Prof. Dr. Sergio Bajay
FEM / UNICAMP

Mas pagamos até pela energia elétrica perdida antes de chegar ao consumo?

Em suma, há perdas expressivas de energia elétrica antes mesmo dela chegar ao consumo. Neste caso nem se chega sequer a usá-la de forma pouco eficiente, pois se perde em fases anteriores.

A comparação dos dados de produção e consumo de eletricidade realizada pelo ONS e pela EPE/MME mostram que, em média, 16% da energia elétrica produzida no SIN é perdida no caminho. Há estimativas do Tribunal de Contas da União superiores a esta.

Se a eficiência no uso da eletricidade pode fazer tanta diferença para a economia, porque se faz tão pouco nessa direção?

A primeira razão é que as próprias empresas que transportam e distribuem a energia elétrica não a tratam como algo caro e valioso. Afinal, 17% de algo que você paga caro, faz diferença. Já 17% de algo que outros pagam, não faz.

A segunda é que a cultura prevalecente - seja no discurso dos governos, seja nos instrumentos de incentivos e intervenção nos preços - levou até agora a promover o consumo, em vez da racionalidade, com a notável exceção de um breve momento durante o racionamento de 2001-02, que gerou inclusive resultados importantes e irreversíveis, como a adoção de lâmpadas mais eficientes. Medidas para manter artificialmente baixas as tarifas - mesmo que tenham resultado no efeito oposto - visavam repassar uma mensagem de consumo despreocupado, o que resultou em mais desperdício.

Políticos teimam em não promover o uso racional, sequer ao se aproximar de uma crise, por medo de serem identificados como responsáveis pela escassez (assim como ocorre com o uso da água). Isso faz com que o consumidor não se mobilize para ser mais eficiente no uso da energia elétrica. Poucos olham as etiquetas de desempenho energético dos equipamentos como critério de escolha da geladeira, da máquina de lavar, do forno micro ondas e outros eletrodomésticos consumidores de energia elétrica.

A indústria, com poucas exceções, também se comporta da mesma forma.

Mas há muitas razões boas para reverter esse quadro. Eficiência energética é boa para a indústria. O resultado é uma indústria mais competitiva internacionalmente, além de prover produtos de melhor qualidade no mercado interno.

Para que o esforço da indústria nessa direção seja aproveitado, é preciso que a eficiência energética seja perseguida também nos outros setores - construção civil, transportes, funcionamento dos edifícios, equipamentos domésticos, etc.

Além de aumentar a competitividade de nossa economia e melhorar nossa qualidade de vida, o aumento da eficiência energética vai reduzir a necessidade de novas instalações de geração de energia elétrica.

Para levar a sério a eficiência energética precisaria de uma lei?

Não, a lei já existe. E foi votada num momento em que a eficiência no uso de energia elétrica ganhou prioridade momentânea no Brasil. Isso ocorreu por força do racionamento de 2001. Naquele ano, de uma única vez, o consumo total de eletricidade diminuiu em 12% em relação ao ano anterior (79.275 GWh versus 89.850 GWh). Mas só voltou ao mesmo nível de 2000 no ano de 2005, muito depois da crise ter passado, mostrando que a redução ocorreu por medidas permanentes: troca de lâmpadas, substituição de chuveiros elétricos, troca por motores mais eficiente, automação industrial e eliminação de desperdícios, entre outras.

A busca da eficiência não precisa acontecer em momentos de escassez. Esses podem ser importantes para lembrar que a energia elétrica tem de ser usada com responsabilidade para não faltar, mas um programa de eficiência é melhor conduzido se for planejado e estimulado por financiamentos estruturais, informação e divulgação permanentes.

Por força do racionamento de 2001 o consumo total de eletricidade diminuiu em 12% naquele ano em relação ao ano anterior (79.275 GWh versus 89.850 GWh)

No ponto de consumo, eficiência energética ou geração de energia são equivalentes?

O entendimento contemporâneo da eficiência energética vai além da redução do consumo sem diminuição do nível de conforto e segurança. Aumentar a eficiência equivale para todos os efeitos a gerar energia no ponto de consumo. Esta abordagem já deu origem a leilões de eficiência, da mesma maneira em que se praticam leilões de geração.

Como vimos, o aumento da eficiência no uso final da energia elétrica traz vários benefícios para a sociedade, como os de evitar a construção de novas instalações, a ampliação ou reforço das linhas de transmissão, ou das redes de distribuição nas áreas urbanas, a redução dos gastos dos consumidores e outros. Mas há benefícios indiretos – os custos futuros evitados – que podem também retornar para os consumidores.

Esta é a base dos leilões de eficiência de energia elétrica, conforme praticado em outros países, como os Estados Unidos. Os leilões envolvem grandes consumidores de energia elétrica, como indústrias, ou mesmo grandes instalações como shopping centers, hospitais, centros de convenções, etc.

Em alguns casos, a distribuidora local de energia adquire em leilão a redução de demanda de energia, em base anual, podendo ter como objeto todas as horas do ano ou somente os horários de ponta do consumo. E isso viabiliza o desenvolvimento de serviços para a eficiência, como as chamadas ESCOs (empresas de serviços de conservação de energia).

Rumo à paridade entre a autoprodução e a rede elétrica?

A EPE / MME frequentemente analisa novas fontes de energia e, invariavelmente, conclui que elas apresentam custos mais altos dos que existem no SIN. É o que ocorria com a energia eólica antes de que os recentes ganhos de escala no Brasil, o aumento da competição comercial e os ganhos de produtividade a fizessem competir com as fontes convencionais nos leilões.

O mesmo começa a acontecer com a energia solar fotovoltaica, cujo custo de auto-produção no Brasil está em cerca de R$ 700 / MWh nos tetos de edifícios, enquanto o custo de produção é de aproximadamente R$ 450 / MWh em grandes centrais apoiados diretamente no solo, de acordo com os dados recentes da Agência Internacional de Energia (IEA, 2014). Porém o recente leilão brasileiro com essa fonte surpreendeu ao registrar um preço médio de R$ 215 / MWh, portanto altamente competitivo e que deixa entrever o potencial do Brasil na medida em que esta indústria ganhar escala.

É preciso não confundir o custo de autoprodução com o preço que o consumidor paga pela energia elétrica que consome. Como lembra o prof. Luis Pinguelli Rosa, diretor da COPPE/UFRJ “o custo da geração é apenas cerca de um terço do preço final da energia para o consumidor”. Há custos da transmissão, impostos e lucros das empresas distribuidoras. Para dar conta desses custos – que são crescentes – a ANEEL prepara uma série de mudanças na maneira como ocorre a cobrança da energia elétrica que vão torná-la mais cara e com isso, abre novas oportunidades para os consumidores. Essa cobrança, chamada de bandeiras tarifárias (Módulo Bandeiras Tarifárias), vai aumentar a conta em até R$30 /MWh.

Outra medida, sem data para vigorar, pretende diferenciar a cobrança da energia elétrica segundo a hora do dia em que ela é consumida, a exemplo do que já é feito com os grandes consumidores de energia elétrica: indústrias, shopping centers, hospitais etc. Essa segunda medida depende ainda da instalação de medidores de consumo capazes de diferenciar o consumo pelas horas do dia, para ser colocada em prática. Assim, os medidores atuais, que não são capazes de fazer essa diferenciação, precisam ser substituídos.

Há cerca de 60 milhões de unidades consumidoras e isso vai exigir algum tempo. No momento há modelos de medidores que foram homologados (aprovados) pela ANEEL e que já estão sendo construídos.

Uma vez que a energia for cobrada de forma diferenciada pelas horas do dia de acordo com o horário e pelos meses do ano, teremos um sistema que permite aproveitar a possibilidade de atingir a chamada paridade dos consumidores com a rede (grid parity). Esta situação, na qual a autogeração tem custo igual ou inferior ao da compra da rede, já foi atingida em 2014 em diversos países, como Alemanha, Espanha e Itália. O Brasil está obviamente muito melhor posicionado neste mercado por conta de sua insulação, mas ainda os preços de instalação dos equipamentos e as condições de financiamento não são favoráveis. Isso deve mudar rapidamente, a partir das próprias projeções realizadas nas últimas semanas por grandes grupos financeiros como UBS e Citibank http://www.energypost.eu/ubs-citigroup-warn-invest...

Nesse sistema, o consumidor logo poderá comparar o custo da autogeração com o preço da energia fornecida pela concessionária de distribuição.

Nos lugares em que isso ocorre – Estados Unidos, União Européia, Japão etc. – há também incentivos fiscais e creditícios para tanto. A razão é que a geração nos pontos de consumo aumenta a confiabilidade da rede de distribuição, reduz a vulnerabilidade a eventos críticos e, a longo prazo, reduz os custos com a ampliação da geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

É por meio desse sistema que a União Européia e o Japão estabeleceram programas para instalar – cada um – 1 milhão de painéis solares nos telhados dos edifícios e residências. Os painéis geram energia elétrica que supre o consumo próprio e, nos momentos de sobra, alimenta a rede. O excedente gera uma receita para o consumidor-gerador e a distribuidora continua sendo remunerada pelo gerenciamento da rede de distribuição.

A escassez de água que afeta o sistema em 2014 afunda suas raízes ao longo dos últimos anos: começou desde 2010, com menor intensidade de chuva, e agravou-se muito no último verão.

Por isso as termoelétricas tem sido usadas praticamente sem parada desde o final de 2011. Os gráficos abaixo mostram o total de energia elétrica gerada por cada grupo de fontes, para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

É possível ver que entre 2010 e 2012 há um aumento da geração por hidroelétricas em 2011. Isso mostra que as autoridades que gerem o SIN acreditavam que as chuvas ao final de 2010 e início de 2011 voltariam aos níveis anteriores. Infelizmente não foi o que se verificou mais tarde naquele mesmo ano, quando as térmicas passaram a funcionar praticamente sem interrupção, a menos das paradas obrigatórias para manutenção.

Geração de Energia Elétrica (GW med)

Em valores absolutos (GW médio) é possível ver que a geração total tem aumentado por uma participação crescente das termoelétricas.

Participação das Fontes na Geração de Energia Elétrica (%)

Mesmas gerações em particiáção percentual do total a cada ano
Nos gráficos acima é possível ver que entre 2010 e 2012 há um aumento da geração por hidroelétricas em 2011. Isso mostra que as autoridades que gerem o SIN acreditavam que as chuvas ao final de 2010 e início de 2011 voltariam aos níveis anteriores. Infelizmente não foi o que se verificou mais tarde naquele mesmo ano, quando as térmicas passaram a funcionar praticamente sem interrupção, a menos das paradas obrigatórias para manutenção.

O CUSTO DO MEGAWATT-HORA CHEGOU A R$ 822. MAS QUAL É O CUSTO REAL DA TERMOELÉTRICA?

O custo da eletricidade de uma termoelétrica depende de três fatores: de quanto custou para ser construída, da sua operação e manutenção e, finalmente, do custo do combustível. Os dois últimos fatores dependem fortemente de quantas horas no ano ela funciona. A tabela 1 mostra os custos estimados para as diferentes fontes de geração elétrica em três regimes de operação. Nela se pode ver que para uma geração continua como tem ocorrido, o custo é cerca de R$ 135 /MWh.

O preço máximo do PLD corresponde ao custo de uma termoelétrica a gás natural funcionando apenas nas horas de pico (aprox, 720 h/ano). O último cálculo oficial desse custo foi feito em 2003 e resultou em R$ 452 /MWh. Duas coisas aconteceram nesses dez anos: o custo da termoelétrica caiu em termos reais, enquanto o PLD subiu porque está atrelado a um índice inflacionário. Isso é o que explica a própria ANEEL, em seu documento NT_86_2014_Metodologia_Limites_PLD, de Setembro de 2014.

“10. A Resolução Homologatória 1.667, de 10 de dezembro de 2013, homologou os valores da Curva do Custo do Déficit de energia elétrica e os limites máximo e mínimo do PLD para o ano de 2014. Importa ressaltar que nunca houve uma revisão dos parâmetros utilizados para definição dos limites de PLD e o PLD_max atual de R$ 822,83/MWh é resultante da atualização monetária anual do valor inicial de R$ 452,00/MWh, ou seja, o PLD_max tem sido atualizado, desde 2003, com base na variação do IGP-DI (item (ii) do § 2º do art. 3º da Resolução 682/2003).”

Por quê o PLD, o preço da energia elétrica no mercado spot, varia?

Porque o preço da energia no presente depende da perspectiva de água (das chuvas) nos reservatórios no futuro, dado o predomínio da hidroeletricidade na nossa matriz de geração de eletricidade. Se há perspectiva de menos água significa que é preciso do funcionamento de mais termoelétricas, mais caras, para poupar água nos reservatórios que podem acumulá-las .

Com isso o preço sobe. Quanto? Depende tanto do peso relativo de cada uma dessas fontes, como das regras para afetar o preço da eletricidade no presente. Por uma série de regras do setor, a ANEEL permitiu que o cálculo do preço spot subisse muito acima do valor cheio do maior custo disponível. Algo que poderia ser diferente e que, certamente, será diferente num futuro próximo, pelas implicações que os preços demasiadamente altos trouxeram tanto para os consumidores quanto para os próprios geradores.

O preço alto da energia elétrica no mercado spot afeta também geradores de energia porque na falta de água das chuvas, algumas hidroelétricas não tem água suficiente para gerar a energia que já venderam em leilões para distribuidoras e para consumidores livres. Como o sistema que vai dos geradores para os consumidores é interligado (Sistema Interligado Nacional – SIN), os consumidores continuam recebendo a eletricidade que contrataram, mesmo que a geradora contratada não esteja gerando. Isso ocorre também na situação inversa, como já vimos. Mesmo que a distribuidora não tenha contratado a energia que consumimos, continuamos a receber a energia elétrica pelo SIN. Na situação em que as geradoras não entregam a energia que contrataram, elas são obrigadas a pagar o preço spot para as outras hidroelétricas ou termoelétricas que entregam para o SIN.


Pode-se concluir assim que o setor elétrico brasileiro depende fortemente de um bom planejamento e é extremamente vulnerável a falhas de regulamentação.

Quando o planejamento falhar, o consumidor paga. A conta da atual conjuntura será alta. Inclui transferências de contas do Tesouro Nacional, que o consumidor terá de retornar por meio de contribuições embutidas na energia consumida, empréstimos bancários bilionários a serem pagos, mudanças no sistema tarifário que vão aumentar as contas de energia elétrica, subsídios de socorro que pesam nos impostos.

É por esta razão que, no próximo bloco, vamos entender melhor como funciona o planejamento do setor elétrico.

Prof. Dr. Ildo Sauer
Diretor IEE USP

Mas por quê não se paga a elas apenas o suficiente para garantir um lucro razoável, porém alinhado com o mercado?

Preço justo é parte dos princípios legais para todos os serviços públicos, que inclui o fornecimento de energia. Num momento em que as chuvas davam conta de encher os reservatórios, em 2004, o governo mudou a forma de cálculo do preço da energia no mercado spot de modo que o máximo valor passou a ter como referência o custo de uma térmica a gás natural em seu regime de operação mínimo (Decreto 5.163/2004).Esse custo havia sido calculado em 2003 (R$ 452 /MWh) e ao invés de ser recalculado, anualmente, sobre ele foi aplicada inflação dos últimos dez anos (IGPM-DI). Como havia água nos reservatórios, esse valor não era alcançado e a regra não causava nenhum problema maior. Só na hora em que faltou água este problema apareceu.

Por que fracassou a tentativa de reduzir o preço da eletricidade em 2013?

Todos os aproveitamentos hidroelétricos pertencem à União, pela Constituição Federal (Art. 20 VIII, Art. 21 XII b). São operados por empresas concessionárias, por prazos que não podem ultrapassar 30 anos, mas que podem ser renovados dentro de condições estabelecidas antes do final das concessões. Vários aproveitamentos hidroelétricos mais antigos, como as da CESP em São Paulo, da CEMIG em Minas Gerais, da Copel no Paraná e de Furnas em vários estados, têm suas concessões terminando em 2015.

Para a renovação dessas concessões, o governo federal baixou, em setembro de 2012, a Medida Provisória 579 que modificou a forma de remuneração das empresas que vierem a operar os aproveitamentos hidroelétricas cujas concessões vencem em 2015. Nessa nova forma considera-se que o custo de investimento na implantação das usinas está amortizado e que a concessionária seria remunerada apenas por uma receita que cobre custo de gestão de ativos de geração, A sua margem de lucro é parte dessa receita.

Outra modificação foi que a energia garantida dessas usinas será revisada pela ANEEL e o novo valor será integralmente rateado entre as distribuidoras, eliminando a parcela que as usinas oferecem ao mercado livre, pelo preço do PLD.

Das principais concessionárias, apenas Furnas - por ter controle do governo federal -aceitou renovar as concessões nestas condições. As demais empresas recusaram e suas usinas serão oferecidas em licitação para definir o novo operador.

A tentativa de reduzir assim os preços da energia fracassou e, o que mais preocupa, teve efeitos de incerteza sobre o setor como um todo: sabendo desta limitação após a amortização do investimento, as operadoras tenderão a exigir um retorno mais alto e mais rápido.

O que são a Tarifa Variável de Energia Elétrica e a Bandeira Tarifária?

Em janeiro de 2015 inicia uma mudança na cobrança da energia elétrica que vai alterar o valor das contas mensais, chamada pela ANEEL de Bandeira Tarifária. Atualmente as tarifas das distribuidoras são reajustadas anualmente e a Tabela 5 mostra os valores dos últimos reajustes.

A ANEEL vai acrescentar a tais tarifas um custo variável, que pode ser nulo (Bandeira Verde), de R$ 15,00 por MWh (Bandeira Amarela) ou de R$ 30,00 por MWh (Bandeira Vermelha). O custo variável depende da necessidade, ou não, de acionamento de termoelétricas para suprir a demanda de eletricidade das diferentes regiões do SIN.

O custo variável é calculado pelo ONS a partir de componentes operacionais do custo da geração de energia elétrica para o mês seguinte, chamados Custo Marginal de Operação (CMO) e Encargo sobre Serviços (ESS).

As bandeiras são estabelecidas em função dos valores da soma de CMO e ESS:

  • Bandeira Verde: CMO + ESS abaixo de R$ 200 /MWh
  • Bandeira Amarela: CMO + ESS igual ou acima de R$ 200 / MWh e abaixo de R$ 300 / MWh
  • Bandeira Vermelha: CMO + ESS igual ou acima de R$ 300 / MWh
  • A Tabela abaixo mostra que no mês de agosto de 2014 duncionaria a Bandeira Vermelha (acréscimo de R$ 30 / MWh nas contas) pois a soma CMO + ESS está (bastante) acima de R$ 300 / MWh.

Embora venha em péssima hora – quando a energia elétrica já está encarecendo por problemas de chuvas aliados a regulação inadequada – a sinalização de que o custo de geração de energia é algo que muda ao longo do ano pode ser estrategicamente positiva para a relação entre os consumidores e o setor energético. Possivelmente alguns problemas teriam sido evitados se ela tivesse acontecido antes.

Essa sinalização, complementada por informações de onde e quanto se consome dentro das residências ou empresas, aumenta as possibilidades de que a energia elétrica passe a ser usada de forma mais eficiente e consciente. Será necessário que essa medida seja complementada rapidamente por outras – pela diferenciação do preço da energia ao longo do dia, pela adoção de redes inteligentes e pela possibilidade de autogeração de eletricidade em micro escala, nas residências – para que esse custo adicional não venha a beneficiar apenas as empresas de geração e distribuição de energia elétrica. Esta receita adicional do setor elétrico deve beneficiar os consumidores que são os que pagam pelos custos do setor elétrico.

Prof. Dr. Roberto Schaffer
COPPE / UFRJ

Para que referido aproveitamento possa ganhar impulso, é preciso aperfeiçoar o modelo de remuneração das novas fontes de geração distribuída.

Normalmente, plantas de geração de energia elétrica de menor porte – como por exemplo um sistema de cogeração a bagaço de cana – são ligadas às linhas da rede de distribuição local de energia elétrica. Isso significa que elas não oneram a operação das linhas de transmissão.

O mesmo vale para plantas de aproveitamento do biogás de aterros ou da biodigestão dos materiais orgânicos do resíduo sólido urbano.

É necessário assim estabelecer uma remuneração, para tais instalações, que reconheça o benefício do custo evitado com a transmissão e com o melhor balanceamento das redes de distribuição, por situarem-se em pontos próximos a centros de consumo. Trata-se de corrigir as distorções de regulação que vão na contramão do interesse público: é como se alguém que transita numa estrada local e de bicicleta - ou seja, sem gerar externalidades negativas para a sociedade - tivesse ainda de pagar o pedágio de uma rodovia que ele não utiliza.

A tabela retirada do Plano Decenal de Expansão da Energia para 2022 - elaborado pela EPE / MME - mostra o aspecto mais preocupantes: os responsáveis pelo nosso planejamento se conformam com este fato, pois projetam cenários, ao longo da próxima década, nos quais tais perdas continuariam praticamente invariadas.

Reproduzida do Balanço Energético Nacional 2014, com dados de 2013, isto é os mais recentes disponíveis, mostra que as perdas representam o terceiro maior consumidor de energia elétrica, depois da indústria e das residências. As perdas, sem considerar aqui a ineficiência do consumo, foram mais que o dobro, por exemplo, do consumo de todos o setor público do País: de hospitais a escolas, de iluminação pública a tratamento de água, etc.. E ainda foram superiores também ao consumo de todo o setor comercial do País, que inclui entre outros usos, a refrigeração, iluminação e equipamentos utilizados por todos os atacadistas e varejistas. Sua importância econômica não pode ser desprezada e, mensurada pelo lado da oferta, trata-se de um prejuízo da ordem de R$ 10 bilhões por ano. Eis mais uma razão pela qual a nossa conta fica desnecessariamente salgada e passamos por crises de abastecimento.

Sabe-se que parte dessas perdas são efeitos físicos inevitáveis - aquecimento dos equipamentos de transporte e transformação da energia elétrica - que poderiam atingir a ordem dos 5%, considerando que no sistema brasileiro há grandes distâncias para os sistemas de transmissão.

O resto, que seria evitável, representa a soma de outras perdas técnicas - por inadequação dos sistemas de transmissão e distribuição - e comerciais, que incluem inadimplência, furtos e roubos de energia.

Há dois problemas sérios a serem enfrentados. O primeiro é que, nas condições atuais, não é possível apurar exatamente onde e quanto de energia elétrica se perde nas redes de transmissão e distribuição, o que é essencial para alterar o quadro. Faltam medidores em pontos estratégicos das redes, que permitam identificar onde e quanto se perde.

O segundo problema, mais grave, é que não há pressão econômica para que os operadores dos sistemas de transmissão e distribuição identifiquem e combatam essas perdas. São os consumidores a pagar essas perdas, sem que as empresas que operam os sistemas tenham sequer que medir e identificar onde ocorrem.

O mecanismo que possibilita a transferência de custos é simples. O cálculo da tarifa de energia elétrica paga pelo consumidor embute as perdas como um custo de quem consome a eletricidade. Ou seja, o consumidor paga pela energia que não consome.

Os depoimentos de dirigentes das distribuidoras, confirmam o desinteresse.

De acordo com o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Fonseca Leite, no ano de 2012 as perdas na distribuição no Brasil teriam ficado em 16,5%, percentual menor do que as registradas no ano de 2011, quando chegaram aos 17%. "Quando a gente analisa o volume de energia que é dissipado e se considerando o montante da carga brasileira, esses cerca de 25 TWh de energia perdida em 2012 seriam o suficiente para suprir o estado do Paraná inteiro durante um ano".

As perdas da concessionária Ampla atualmente estão em 19,91%, um valor estimado em aproximadamente R$ 800 milhões por ano. "Se fossem eliminadas por completo, só as perdas comerciais reduziriam a tarifa em 8%", admite o diretor comercial da Ampla, Bruno Golebiovski. Fonte: site da ABRADEE, 2014

Na época do racionamento, o Congresso Nacional votou uma lei que procura promover a eficiência energética de maneira permanente. Mas os governos que seguiram se omitiram na sua implementação.

A lei da eficiência energética (10.295 de 17 de Outubro de 2001) foi regulamentada pelo Decreto 4.059 de 19 de Dezembro de 2001, com a criação do Comitê Gestor dos Indicadores e Níveis de Eficiência Energética – CGIEE, sediado no MME. O resultado esperado era que o CGIEE promovesse o contínuo aumento da eficiência no uso final dos equipamentos consumidores de energia: eletricidade e combustíveis.

Apesar de existir um esboço de um Plano Nacional de Eficiência Energética e do CGIEE reunir-se periodicamente, a realidade é que, apesar da lei, no Plano Nacional de Energia 2030 (PNE 2030) e nos Planos Decenais de Energia (PDEs) não há sequer menção direta a sua implementação e aos resultados obtidos ou previstos pelo CGIEE.

Sim, a importância dos horários de ponta do consumo deve-se ao fato dos sistemas de transmissão e distribuição encontrarem-se, frequentemente, perto do ponto de saturação da capacidade de transmissão e distribuição.

As linhas de transmissão e distribuição são projetadas em função da demanda em horários de ponta, ou seja o máximo que o consumo exige das linhas e equipamentos de transformação, regularização e controle. Às vezes tem energia de sobra em grande parte do dia, mas falta nos horários de ponta.

Os preços da energia elétrica devem portanto ser mais caros nesses horários, refletindo o custo adicional que representam para o sistema elétrico.

Assim, qualquer redução de demanda nesses horários, por medida de aumento da eficiência no uso final, representa um alívio essencial para o sistema, uma vez que pode ampliar a oferta de energia com o investimento já realizado.

Nesta modalidade a distribuidora local calcula seus custos para a contratação de demanda futura de energia elétrica nos leilões de oferta de energia.

Com base nisso, oferece um preço teto para os seus consumidores de grande porte, para efeito de redução da demanda (contratada), podendo focar os horários de ponta ou todas as horas do ano.

Os consumidores que tem a possibilidade de reduzir a demanda – pela aquisição de equipamentos mais eficientes ou mesmo pela reprogramação de suas atividades – consideram a possibilidade de vender a redução.

Se a conta for favorável, o consumidor participa do leilão mostrando como fará a redução da demanda, na etapa de qualificação. A qualificação é sempre necessária, tanto para evitar medidas de redução que não funcionam como para evitar fraudes.

Os consumidores qualificados participam do leilão e os vendedores têm o benefício do pagamento do valor contratado, enquanto a distribuidora também ganha por ter de contratar um valor menor nos leilões de oferta de energia, além de evitar os investimentos e manutenção na ampliação ou construção de novas redes de distribuição.

Outras variações do mesmo processo são possíveis envolvendo apenas consumidores como compradores e vendedores de energia, quando alguns precisam aumentar sua demanda (por aumento de produção, serviços etc) enquanto outros podem reduzir pela substituição de equipamentos ineficientes ou por reprogramação de suas atividades. Neste caso a distribuidora organiza o leilão – qualificando os participantes – e certificando que as medidas de redução da demanda sejam eficazes.

A figura abaixo ilustra o caso de uma concessionária que realiza leilões de aquisição de redução de demanda de energia elétrica na costa leste e no centro oeste norte americano.

Outros exemplos estão disponíveis:

http://europa.eu/legislation_su...
http://energy.gov/eere/office-energy-efficiency-rene...

Prof. Dr. José Goldemberg
IEE USP

Prof. Dr. Gilberto Januzzi
FEM / UNICAMP

O preço máximo a ser pago num leilão de eficiência pode ter diferentes formulações, mas em todos os casos procura-se contabilizar não só o custo evitado na geração, como também os custos evitados com a ampliação dos sistemas de transmissão e distribuição.

Isso é importante porque sempre que um consumidor reduz, de maneira permanente, sua demanda de energia, deixa para a distribuidora uma disponibilidade que soma tanto a energia que não precisa ser adquirida de uma geradora e transportada por longa distância, quanto o serviço do sistema de distribuição que está pronto para servir a outro consumidor.

Essa forma de realizar o cálculo do custo da energia evitada, que leva em conta a localização do consumidor, pode ser ainda mais detalhada.

Quando o cálculo leva em conta os horários em que a demanda de energia é evitada – com especial atenção para os horários de pico, quando a energia é mais cara – pode se atingir a situação de paridade com a rede (grid parity). O mesmo conceito pode ser usado também nos casos em que o consumidor gera uma parte da energia que consome, por exemplo por meio de painéis solares fotovoltaicos, por um preço igual ou inferior àquele oferecido pela rede, como pode ser visto a seguir.