Perdas de transmissão e distribuição de energia elétrica

Em 2008 a usina de Itaipu bateu o recorde de produção de energia da primeira década do século XXI, quando produziu 94.684 GWh (giga-wattshora), energia suficiente para suprir todo o consumo do estado do Paraná durante quatro anos. Nesse mesmo ano as perdas de distribuição e transmissão de energia elétrica no Brasil somaram 67.194 GWh, correspondentes a 71% da produção de energia de Itaipu. É como se tivéssemos em funcionamento mais de dois terços de Itaipu somente para suprir nossas perdas de transmissão e distribuição.

Perdas são inevitáveis em qualquer processo de conversão de energia, seja ela elétrica, térmica, mecânica, etc. No caso da energia elétrica as perdas são divididas em perdas de transmissão e perdas de distribuição. As perdas de transmissão são produzidas pelo aquecimento das extensas linhas de alta tensão e demais equipamentos, que ligam as usinas geradoras às distribuidoras de energia. Dada a tecnologia atual, tais perdas não podem ser evitadas, embora possam ser minimizadas.

Em 2008 as perdas globais (transmissão mais distribuição) no Brasil somaram 16% do total produzido. O gráfico abaixo mostra que não somos os campeões nem de perdas máximas nem de perdas mínimas, fazendo parte de um grupo de países cujas perdas globais se encontram entre 10% e 20%. Menos de metade dos nossos 16% se devem à transmissão. Nosso sistema de geração, ainda muito baseado em usinas hidrelétricas, exige linhas extensas para que possamos levar a energia até os consumidores, o que aumenta as perdas. Em países cuja geração é de base termelétrica, por outro lado, como é o caso dos EUA, as usinas podem ser construídas perto das cidades e as linhas podem ser mais curtas. Mesmo assim, poderíamos, em princípio, reduzir nossas perdas globais para algo em torno de 10%, como é o caso do Canadá, que adota um modelo de geração hidrelétrica semelhante ao nosso. O problema são nossas perdas de distribuição, muito maiores do que as canadenses.

FONTES: (1) U.S. Energy Information Administration: http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm;
(2) World dataBank: http://databank.worldbank.org/ddp/home.do?Step=12&id=4&CNO=2

As perdas de distribuição são divididas em perdas técnicas e perdas não técnicas, estas também denominadas perdas comerciais. As perdas técnicas são também produzidas pelo aquecimento das linhas e demais equipamentos e, da mesma forma que as perdas de transmissão, não podem ser evitadas, mas podem ser minimizadas. Já as perdas comerciais são de outra natureza, sendo dividas em perdas por fraude e por furto. A fraude ocorre quando o consumidor adultera o equipamento de medição, de várias maneiras possíveis, de modo que a leitura mensal seja inferior ao montante efetivamente consumido. Já o furto ocorre quando a energia é consumida por meio de ligações clandestinas, sem passar por medidor algum.

Por causa da grande disparidade econômica entre as diversas regiões do Brasil, as perdas de distribuição também variam enormemente. As perdas técnicas, por exemplo, variam entre 3,5% a 19% entre distribuidoras, enquanto as perdas comerciais variam entre 1,3% e 30%. Esses valores são calculados sobre o montante de energia adquirido pelas distribuidoras para venda.

O gráfico acima, no qual apenas países com PIB per capita superior a US$ 1.000 foram considerados, mostra uma correlação interessante entre as perdas globais e o PIB nominal per capita. Além de mostrar que é muito difícil reduzir as perdas abaixo de 4% (o que só ocorre no caso de países territorialmente pequenos, como Israel e Holanda), o gráfico mostra que poucos países com PIB per capita abaixo de US$ 10 mil conseguem manter perdas globais abaixo de 10%, ficando mais fácil reduzir tais perdas quando a barreira de US$ 10 mil é ultrapassada. Por outro lado, não podemos simplesmente aguardar o crescimento do país, pois perdas elevadas implicam em maiores tarifas de energia, que impactam diretamente no crescimento econômico, dificultando a ultrapassagem da barreira econômica crítica. Deveríamos então nos guiar pelos exemplos de países com perdas abaixo de 10% e PIB abaixo de US$ 10 mil. Dentre estes, a julgar pelos dados oficiais, os melhores exemplos seriam Chile, Peru e China.

Energia eólica no Brasil

As primeiras usinas eólicas brasileiras de porte foram viabilizadas por meio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), lançado em 2004. O preço atualizado da energia de tais usinas é superior a R$ 250/MWh, considerado bastante elevado para os padrões atuais. Já no leilão de fontes alternativas de 2009 o preço médio da energia eólica foi de R$ 148,39/MWh, sendo reduzido para R$ 130,86/MWh no leilão de 2010. A energia do Proinfa foi garantida pela Eletrobrás, durante 20 anos, enquanto os leilões de energia alternativa foram firmados no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).

A recente queda dos preços indica que brevemente a energia eólica terá se tornado suficientemente competitiva a ponto de ser negociada no Ambiente de Contratação Livre (ACL), comumente conhecido como mercado livre, de forma semelhante ao que ocorre com a energia das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e usinas de biomassa.

Ao final de 2010, a capacidade eólica instalada no Brasil era de 920 MW, conforme mostra a tabela abaixo, representando apenas 0,48% da capacidade eólica mundial e 0,8% da nossa capacidade total de geração. De acordo com o Banco de Informações de Geração na Aneel (BIG), cerca de 506 MW eólicos encontram-se em construção, e pouco mais de 3.406 MW foram outorgados até 2010, mas ainda não tiveram a construção iniciada. Essas novas usinas farão com que nossa capacidade eólica venha a representar, até 2013,  mais de 3,5% de nossa capacidade total.

País	Capacidade eólica instalada (MW) (*)	Capacidade adicionada em 2010 (MW) (*)	Participação mundial
China	44.773	18.923	23,12%
Estados Unidos	40.180	5.600	20,75%
Alemanha	27.215	1.551	14,06%
Espanha	20.676	1.572	10,68%
Índia	13.066	1.259	6,75%
Itália	5.797	950	2,99%
França	5.660	1.086	2,92%
Reino Unido	5.204	1.112	2,69%
Canadá	4.008	690	2,07%
Dinamarca	3.734	309	1,93%
Brasil	920	320	0,48%
Outros	22.397	4.270	11,56%
MUNDO	193.630	37.642	100,00%

Apesar da timidez desses números, o último relatório da World Wind Energy informa que nosso setor eólico já saiu de sua infância e, de fato, nossa capacidade eólica instalada já representa cerca de 46% da capacidade eólica da América Latina. Contudo, precisaremos ainda de muito investimento para chegarmos sequer perto dos quase 45.000 MW instalados chineses. De acordo com Pedro Terrelli, por exemplo, diretor da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), será necessário que adicionemos 2.500 MW por ano durante os próximos dez anos para que o mercado de energia eólica se estabeleça definitivamente no Brasil. Steve Sawyer, secretário geral da Global Wind Energy Council (GWEC), acredita que isso seja possível e acrescenta que o Brasil pode alcançar de 15% a 20% de capacidade eólica instalada até 2020, vindo a fornecer entre 8% e 10% da energia elétrica consumida no país, a depender das políticas dos próximos governos.

Um dos pontos negativos da energia eólica é seu baixo fator de capacidade, cuja média mundial é de aproximadamente 27%. No caso das PCHs, para fins de comparação, o fator de capacidade mínimo economicamente viável é de 55%, o que significa que, no decorrer de um ano, a usina terá gerado 55% de sua capacidade nominal em MW. No Brasil, entretanto, há locais, como o Ceará e o Rio Grande do Norte, em que o fator de capacidade eólico chega a 40% ou 45%. Além disso, o Brasil tem um dos melhores cenários eólicos do mundo, com grandes áreas desabitadas no semiárido e uma costa extensa, indicando um potencial superior a 350.000 MW.

Dentre os pontos positivos das eólicas estão o baixo impacto ambiental, a inesgotabilidade da fonte de energia primária (o vento) e a ausência de produção de resíduos sólidos ou gasosos. O ruído e o impacto visual podem ser minimizados com a construção de usinas offshore e, nesse caso, o potencial brasileiro é desconhecido, embora provavelmente enorme.
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(*) Fonte: World Wind Energy - Statistics & Information Center, 2010. Disponível em http://www.wwindea.org/home/images/stories/pdfs/worldwindenergyreport2010_s.pdf

O racionamento de energia elétrica de 2008

Em entrevista recente, o engenheiro Jerson Kelman, dono de um impresionante currículo acadêmico e que deixou o cargo de diretor geral da Aneel no último dia 13, afirma que o risco de racionamento no início de 2008 era maior do que em 2001. Isso pode parecer surpresa para muita gente fora do Setor Elétrico, mas, como tenho insistido há algum tempo, não só o risco era grande como de fato ocorreu um racionamento no início de 2008. Tudo depende da definição que se dá a esse conceito.

De modo geral, existem três tipos de racionamento de energia elétrica. O primeiro deles é o corte de carga puro e simples. Esse é o tipo de racionamento ao qual, por exemplo, a Àfrica do Sul recorreu no início de 2008. O corte de carga é radical, impopular e potencialmente devastador. Dificilmente um governo brasileiro recorrerá a ele em um futuro próximo.

O segundo tipo de racionamento é o incentivo à redução de consumo, seja por meio de campanhas de conscientização, seja por meio da aplicação de multas. Campanhas em prol do bem comum nunca funcionam, pois a população fica prisioneira de um tipo de tragédia dos comuns ("para que economizar se meu vizinho já está economizando?"). Multas por insuficiência de redução do consumo funcionam muito melhor e foi isso que o Governo Federal fez em 2001. Essa medida também é impopular (aliada a outros fatores, custou ao PSDB a continuidade no poder), mas não é tão radical nem tão devastadora, embora possa afetar negativamente o crescimento econômico.

No Brasil, os racionamentos dos tipos 1 ou 2 podem ocorrer em uma situação hidrológica altamente desfavorável ("falta de chuva") ou na insuficiência de usinas hidrelétricas para atender à demanda, mesmo que haja água nos reservatórios existentes. O racionamento de 2001, que introduziu no Brasil o termo “apagão”, foi resultado de uma composição desses dois fatores.

O terceiro tipo de racionamento, que é feito pelo lado da oferta, pode ser operacionalizado de maneira mais eficiente em países com matriz energética semelhante à do Brasil, onde as usinas termelétricas são usadas como uma espécie de “seguro anti-apagão”.

Segundo dados da Aneel, nossa capacidade instalada de geração, em números aproximados, divide-se hoje da seguinte forma: 75,7% de hidrelétricas (incluindo PCHs e microcentrais), 22% de termelétricas convencionais (carvão, gás e óleo combustível), 2% de termelétricas nucleares (Angra I e Angra II) e 0,3% de usinas eólicas.

Quando postas a operar, as hidrelétricas, mais baratas do que todas as outras, aumentam sua participação para 80% ou 85%, dependendo da época ao ano. As termelétricas são acionadas por “ordem de mérito”, à medida que a situação hidrológica indica uma maior necessidade de economia de água dos reservatórios. Angra 1 e Angra 2 são exceções, entrando em operação sempre que disponíveis. Usinas nucleares à parte, nosso sistema elétrico é então predominantemente hidrelétrico, com complementação termelétrica.

No final de 2007, início do período úmido do Sudeste, as chuvas tardaram a chegar. O crescimento econômico do país, que já fazia a demanda por energia crescer a 5% ao ano, tornava a situação ainda mais complicada. Em 31 de dezembro de 2007, para fins de comparação, os reservatórios do Sudeste estavam com armazenamento de 46,2%. Um ano antes, esse armazenamento era de 53,3%.

Em vez de pedir que povo economizasse energia, o governo, sob a forma do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), decidiu ligar todas as usinas termelétricas disponíveis, fora da ordem de mérito, inclusive aquelas movidas a óleo diesel. Dessa forma, a geração hidrelétrica foi aliviada e os reservatórios puderam se recuperar.

No racionamento de 2001, feito pelo lado da demanda, muitas indústrias e instalações comerciais alugaram ou compraram geradores a óleo diesel ou gasolina, como forma de compensar a redução do consumo de energia da rede. No início de 2008, essa substituição por óleo diesel e outros combustíveis fósseis, como gás natural e carvão, foi feita diretamente na geração. Assim, não se tratou propriamente de um racionamento da oferta de energia elétrica, mas sim da oferta de energia hidráulica.

Atualmente, decorrido um ano dessa situação crítica que ficou conhecida como “janeiro negro”, os reservatórios do Sudeste, sub-sistema responsável por 70% do armazenamento hidráulico do Brasil, já estão razoavelmente recompostos. Contudo, o custo de se ter ligado as termelétricas em janeiro de 2008, mesmo com redução progressiva até agosto, foi de R$ 1,7 bilhão. Parte desse custo foi imediatamente absorvida pelos consumidores livres e demais agentes do mercado livre, mas não foi absorvida com a mesma velocidade pelos consumidores cativos, que ainda representam 70% do consumo nacional de energia elétrica.

A razão dessa diferença é que, quando as termelétricas são acionadas fora da “ordem de mérito”, ou seja, sem que haja razão estritamente técnica para tal, o custo decorrente desse acionamento é creditado em uma conta denominada “Encargo de Serviços do Sistema” (ESS). O ESS é pago mensalmente por consumidores livres e distribuidoras. A distribuidora, por sua vez, repassa o ESS aos consumidores cativos somente por ocasião dos reajustes tarifários, realizados a cada 12 meses, ou por ocasião da revisão tarifária periódica, que ocorre geralmente a cada quatro anos. Estima-se que, do montante de R$ 1,7 bilhão gerado com o acionamento das termelétricas, pelo menos R$ 1,20 bilhão deva ser repassado aos consumidores cativos. Só para citar dois exemplos, o reajuste médio da Escelsa, distribuidora que atende o estado do Espírito Santo, foi de 12,17%, enquanto o reajuste médio da Celpa, que atende o estado do Pará, foi de 17,24%. Ambos os reajustes foram afetados pelo repasse do ESS e são válidos a partir de agosto de 2008.

Quando analisado do ponto de vista de 2008, um ano difícil para o Setor Elétrico, o panorama energético para 2009 também não era muito confortável. O crescimento do consumo e a insuficiência de novas obras de geração tornavam cada vez mais provável um racionamento pelo lado da demanda já em 2009. Entretanto, a redução do consumo acarretada pela crise financeira internacional e o aumento das afluências no final de 2008 talvez tenham empurrado esse racionamento para depois de 2011. Só que cedo ou tarde a crise irá acabar e a demanda voltará a crescer. Precisamos então usar o pouco tempo que temos para investir em infraestrutura, especialmente geração e transmissão, de modo a não termos que enfrentar uma situação ainda mais difícil no futuro.

O leilão da usina Santo Antônio, no rio Madeira

O tão esperado leilão da primeira usina do Complexo do Rio Madeira, a UHE Santo Antônio, foi vencido na última segunda-feira pelo Consórcio Madeira Energia. O preço da energia a ser vendida no Ambiente de Contratação Regulado ficou em R$ 78,87/MWh, mais de 35% inferior ao preço inicial de R$ 122,00/MWh [1].

O Consórcio Madeira Energia é formado pelas empresas Furnas (39%), Cemig GT (10%), Odebrecht Investimentos em Infra-estrutura (17,6%), Construtora Norberto Odebrecht (1%), Andrade Gutierrez Participações (12,4%) e pelo Fundo de Investimentos e Participações Amazônia Energia (Banif e Santander, 20%).

Apesar do sucesso do leilão, ainda não é certo se devemos rir ou chorar. A razão é que o baixo preço oferecido pelo consórcio vencedor contraria todas as expectativas atuais de preços de energia para o médio prazo. O consumidor desavisado pode imaginar que isso se deve à “modicidade tarifária” preconizada pelo atual modelo do setor elétrico, mas o problema é que, em finanças, não existe milagre. Assim, vale a pena fazer uma análise econômico-financeira do projeto, ainda que rápida.

De acordo com dados da ANEEL [2], a energia assegurada da UHE Santo Antônio é de 2.218 MW médios (cerca de 19,43 milhões de megawatts-hora anuais). As regras do leilão prevêem que 70% dessa energia serão vendidos no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), destinado ao atendimento de consumidores cativos, ao preço oferecido pelos vencedores e durante um prazo de 30 anos. Os restantes 30% deverão ser vendidos no Ambiente de Contratação Livre (ACL), destinado ao atendimento de consumidores livres, por meio da livre negociação de preços e prazos.

Vamos supor que as despesas de operação e manutenção sejam de R$ 10/MWh e que a entrada em operação das 44 turbinas ocorra entre 2012 e 2015, de acordo com o cronograma previsto. Vamos supor também que o investimento total (R$ 9,5 bilhões) seja distribuido ao longo dos anos de construção (2008 a 2012) nas proporções de 10%, 20%, 30%, 30% e 10%. Algum investimento será também necessário após a entrada da primeira máquina, mas esse item não altera o retorno do projeto.

Outros fatores a considerar são a depreciação do ativo imobilizado, a ser realizada em 25 anos, o Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (25%) e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (9%). Finalmente, consideremos que o preço médio de venda no ACL seja R$ 180/MWh.

Inserindo todos esses dados em um planilha eletrônica, o resultado é uma taxa interna de retorno (TIR) de 10,3% ao ano. Se o preço médio no ACL cair para R$ 122/MWh, que era o preço inicial do leilão, a TIR cairá para 8,7% ao ano. Em outras palavras, nas atuais circunstâncias seria melhor aplicar o dinheiro em Títulos do Tesouro Nacional, que pagam a taxa Selic de 11,18% ao ano.

Qual é a mágica, então, imaginada pelos vencedores do leilão da UHE Santo Antônio? Bem, pode haver várias. Por exemplo, o orçamento de R$ 9,5 bilhões, fornecido pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) pode estar super-estimado. De fato, esse montante resulta em um número-índice de R$ 3.015 por quilowatt instalado, compatível com usinas de muito menor porte, as quais não permitem certas economias de escala. Outra possibilidade é que os investidores, deparados com a redução dos juros e do risco Brasil, passaram a se contentar com TIRs inferiores a 10% ao ano, esperando que dentro em breve a taxa Selic irá cair abaixo desse valor. Talvez. Contudo, tomar decisões estruturais com base em dados conjunturais é sempre arriscado. Mas quem sou eu para dizer ao pessoal da Odebrecht o que eles devem fazer?

Por outro lado, a taxa de retorno de um projeto de investimento deve contemplar também os riscos incorridos, os quais não faltam no caso da usina Santo Antônio. A construção dessa primeira usina do Complexo Rio Madeira não será tarefa trivial e, mesmo desconsiderando-se os riscos inerentes à construção em si, bastará que uma ONG qualquer consiga uma liminar na justiça para provocar um atraso de 12 meses ou mais, impactando o retorno e o custo de geração e confirmando a famosa lei de Quéops: “nada fica pronto dentro do orçamento ou dentro do prazo previstos”.

Outra possibilidade, que está sendo divulgada com certa insistência pela mídia, é que o baixo preço do leilão poderá ser “compensado no mercado livre”. Todavia, como vimos, o preço no mercado livre deverá ser superior a R$ 180/MWh para que tal aconteça. E, ainda que esses preços sejam factíveis no momento atual, é difícil acreditar que isso possa acontecer após 2013, quando deverá haver maior oferta de energia, resultando em preços mais baixos para o mercado livre. Afinal, esse mercado responde muito bem às variações da oferta e da demanda de energia, mas muito mal a preços sugeridos pelo governo ou por associações de classe. Da mesma forma, consumidor livre algum se conformará em comprar energia a preços mais elevados com a desculpa de contribuir para o subsídio dos consumidores cativos.

Finalmente, talvez o Consórcio Madeira Energia esteja esperando vencer também o leilão da segunda usina do Madeira, a UHE Jirau, o que aumentaria a escala do projeto conjunto e melhoraria o retorno dos investimentos. Resta esperar por esse leilão, que deve ocorrer em maio de 2008.

[1] ANEEL. Central de Notícias, 10 dez. 2007. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=2315&id_area=90>
[2] ANEEL. Leilão da UHE Santo Antônio, Disponível em: < <http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/kit%20imprensa%20site.pdf>.

SBSE 2008 – Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos

O SBSE 2008 – Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos – será realizado em Belo Horizonte, entre 27 e 30 de abril de 2008. Os trabalhos poderão ser submetidos entre 21 de setembro e 15 de novembro. Apenas trabalhos completos serão aceitos.

O SBSE sucedeu os Encontros Nacionais de Engenharia de Alta Tensão – ENEAT, realizados nos anos de 1995, 1997 e 2000. O SBSE 2006 foi realizado em julho de 2006, por iniciativa da Universidade Federal de Campina Grande, com apoio da CHESF. A edição de 2008, que será sediada pela Universidade Federal de Minas Gerais, certamente consolidará esse evento como um importante forum de debates sobre assuntos do Sistema Elétrico Brasileiro.

Os temas para o SBSE 2008 são os seguintes:

• Engenharia de Alta Tensão e suas aplicações.
• Estabilidade Eletromecânica e de Tensão.
• FACTS e Aplicações de Eletrônica de Potência.
• Geração e Fontes Alternativas de Energia.
• Planejamento da Expansão.
• Planejamento da Operação.
• Monitoramento e Diagnóstico.
• Qualidade de Energia e Compatibilidade Eletromagnética.
• Sobretensões e Coordenação de Isolamento.
• Técnicas de Ensaio e Medição.
• Proteção, Automação e Controle.
• Eficiência Energética.
• Mercados de Energia Elétrica.
• Métodos Probabilísticos e Otimização.
• Inteligência Computacional Aplicada a Sistemas Elétricos.
• Modelagem, Simulação e Análise.
• Ensino e Mercado de Trabalho.
• Normalização e Regulamentação.

Mais informações podem ser encontradas no site do evento.

Preparativos para o XIX SNPTEE

As inscrições para o XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica continuam abertas. Para não sócios do Cigré, o preço é R$ 930 (é caro, mas é só uma vez a cada dois anos).

O XIX SNPTEE será realizado entre 14 e 17 de outubro de 2007, no Riocentro, o melhor centro de convenções da América do Sul, recentemente modernizado por ocasião do Pan-Americano. O evento é promovido pelo Cigré-Brasil e coordenado por Furnas Centrais Elétricas S.A.

A grade dos trabalhos a serem apresentados já está disponível e pode ser acessada em http://www.xixsnptee.com.br/SNPTEE/65449-54124-grade_prog_XIX_SNPTEE.pdf . A UTFPR e a Electra Energy comparecerão com quatro trabalhos de três autores diferentes. Também estarão presentes os trabalhos de pelo menos quatro outros egressos e um ex-professor da UTFPR.

VI SPMCH - Simpósio Brasileiro sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas

O VI Simpósio Brasileiro sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas (SPMCH) será realizado em Belo Horizonte, entre os dias 21 e 25 de abril de 2008.

O evento é organizado pelo Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB) e o temário proposto é o seguinte:

• Tema 21 - Aspectos Políticos, Legais, Institucionais e Planejamento e Gestão.
• Tema 22 - Aspectos Ambientais e Qualidade.
• Tema 23 - Projeto, Construção e Montagem.
• Tema 24 - Auscultação, Manutenção e Segurança.
• Tema 25 - Operação, Recapacitação e Descomissionamento.

Os autores têm até 31 de outubro de 2007 para enviar os trabalhos, que devem ser elaborados de acordo com o modelo disponível em http://www.cbdb.org.br/texto/modelo_trabalhos.dot.

Demais instruções podem ser obtidas na página do evento: http://www.cbdb.org.br/destaques/familias.asp?codigo=47.

De novo, o SNPTEE

Fantástico! A comissão técnica do XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – enlouqueceu de vez e selecionou dois trabalhos meus para apresentação:

1. “Custos de transação e forças propulsoras: uma visão estratégica da desverticalização no Setor Elétrico” (GEC – Grupo de Estudo de Comercialização, Economia e Regulação de Energia Elétrica).

2. “A visão dos cursos de tecnologia como produto disruptivo: sugestões para estruturação e gestão” (GTE – Grupo de Estudo da Gestão da Tecnologia, da Inovação e da Educação).

Agora é só responder aos questionamentos da comissão técnica, preparar as apresentações e... conseguir financiamento para a viagem.

O XIX SNPTEE será realizado no Rio de Janeiro, entre 14 e 17 de outubro próximos. Os organizadores são o Cigré-Brasil (como usual) e Furnas, que é também a anfitriã. O site oficial do evento pode ser acessado em http://www.xixsnptee.com.br .

Vamos ver se dessa vez eu ganho o "grande prêmio SNPTEE" (uma viagem para Paris) ou pelo menos o "pequeno prêmio SNPTEE" (não sei o que é, mas cabe dentro de uma sacola).

Vem aí a “Alcoolbrás”!?

Deu no blog da Miriam Leitão [1]: o governo federal está pensando em estatizar as operações de produção e comercialização do etanol, o conhecido álcool combustível!

Para quem pensa que não existe mais risco regulatório, o governo sempre tem umas cartas na manga. Em vez de implantar medidas para estimular a competição, reduzir a carga tributária e desfazer os cartéis desse setor que chegou ao Brasil junto com Pero Vaz Caminha, o governo pensa em criar um monopólio estatal da produção de álcool. Um verdadeiro retrocesso! Roberto Campos estaria esbravejando. Fabio Giambiagi e outros certamente estão.

Se a estatização ocorrer, é líquido e certo que os preços do álcool irão aumentar. Se não aumentarem, será porque as ineficiências e diferenças de custos serão transferidas para outras áreas da economia estatal, sendo pagas por outras pessoas que não os consumidores diretos do produto.

Não existe maneira de se fazer mágica em economia e o único caminho para se reduzir custos, e garantir que tais custos continuem reduzidos no longo prazo, é por meio da competição. E, como as entidades estatais não têm incentivos suficientes para competir, a única maneira de implantar a competição é por meio da iniciativa privada. Precisamos de mercados livres, não de tecnocratas decidindo de maneira centralizada quais produtos serão produzidos e quanto o consumidor desejará pagar por eles.

Com as experiências frustradas do Instituto do Açúcar e do Álcool (criado por Getúlio Vargas e desmontado na década de 90) e do Pró-álcool (criado em 1975 e estagnado a partir de 1995), o Brasil já deveria ter aprendido a lição. Não deu certo daquela vez, e não vai dar certo desta.

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[1] http://oglobo.globo.com/economia/miriam/post.asp?cod_post=67069

Moto contínuo: o sonho que não quer morrer

Alguns assuntos definitivamente me perseguem. Há pouco mais de um mês recebi seguidamente vários e-mails sobre um tal "motor revolucionário", supostamente desenvolvido por japoneses e baseado "num simples princípio básico de actração e repulsão de corpos magnéticos" (sic). O motor seria ainda "capaz de gerar energia mecânica de forma contínua e quase ilimitada, sem consumir nenhuma energia". Em resumo: outra proposta de moto contínuo, aquele criatura fictícia que seria capaz de gerar energia com rendimentos superiores a 100%.

Há um vídeo do suposto motor no Youtube [1], mostrado também abaixo, no qual se menciona que o invento já estaria em fase de testes no Japão, mas que ainda seria preciso "vencer os fortes e poderosos especuladores e produtores de petróleo". É claro! A culpa é sempre do petróleo, que não deixa o moto contínuo ganhar vida!

O vídeo também mostra uma motocicleta, alegadamente construída com o "motor revolucionário". Depois de ter respondido a três ou quatro e-mails que me foram enviados, nos quais tive o cuidado de citar as leis da termodinâmica e remeter os interessados a alguns sites, resolvi enviar uma curta mensagem à Ciencialist [2], uma lista de discussão sobre ciências. Um dos parcipantes da lista (Homero, também conhecido como "Oráculo") enviou então um link [3] que contém, dentre outras, a fotografia da moto abaixo, idêntica à moto do filme do "motor revolucionário".



A moto acima usa motores elétricos alimentados por baterias convencionais. Nada de moto contínuo. Nada de energia livre. Nada de rendimentos superiores a 100%.
Os fãs do Akira reconhecerão que a moto é uma das muitas inspiradas no veículo usado pelo personagem principal deste mangá, como também me lembrou o Homero.
Infelizmente, quase toda a informação sobre esse assunto na internet está em japonês, a começar pelo site do fabricante, Axle Corporation, que tem sede em Tóquio [4] e construiu a moto em parceria com a Genesis Corporation, também japonesa. Encontrei alguma informação em inglês no site "JCN Network" [5]. De acordo com esse site, as características da moto da Axle seriam: (a) o motor, denominado "SUMO A EV-X7", usa eletroímãs e ímãs permanentes, sendo caracterizado pelo fabricante como um motor "híbrido"; (b) a autonomia do motor é de 180 km, sendo capaz de atingir velocidades de 150 km/h; (c) o motor é instalado sobre a roda traseira da moto, diminuindo perdas por transmissão, e é controlado por microprocessador; (d) O motor fornece 2.130 W com 80% de rendimento. Esse último item é um pouco estranho, pois 2.130 W correspondem a cerca de 2,86 HP, potência insuficiente para um veículo a motor. Deve ter sido engano do jornalista (Mark Eddinger).

Qualquer melhoria em motores elétricos pode ser considerada importante, mas um rendimento de 80% está muito longe do que se espera de um moto contínuo (mesmo um rendimento de 99,99999% ainda estaria infinitamente longe do que se espera de um moto contínuo). De fato, a alegação do fabricante não é ter desenvolvido um moto contínuo, mas sim ter desenvolvido um motor eficiente e suficientemente compacto para ser instalado sobre a roda de uma motocicleta.

Da pouca informação existente, não fica muito claro que tipo de motor foi implementado na moto da Axle. Entretanto, eu apostaria que se trata de um motor síncrono a ímãs permanentes. Esse tipo de motor, que não é exatamente uma novidade, tem um estator trifásico convencional, que produz um campo magnético girante e pode ser alimentado a partir de um inversor comum, o qual, por sua vez, pode ser alimentado por meio de baterias.

"Inversor" é um equipamento eletrônico que realiza o processo inverso ao da retificação: em vez de transformar corrente alternada em corrente contínua (como o retificador), o inversor transforma corrente contínua em corrente alternada.

O rotor do motor síncrono da moto, por outro lado, poderia ser construído com ímãs permanentes de neodímio-ferro-boro, que produzem um campo magnético bastante intenso, fornecendo um acoplamento eficiente entre rotor e estator. O controle da velocidade e da potência não seriam tarefas triviais, mas estariam totalmente ao alcance da tecnologia atual. Mais informações sobre motores síncronos a ímãs permanente podem ser encontradas em [6].

Uma vez conhecido o fabricante da moto do filme do "motor revolucionário", foi razoavelmente fácil descobrir um filme sobre a moto real, mostrado abaixo e também disponível em [7]. Fica claro que o filme do "motor revolucionário" não passa de uma fraude, uma mera colagem usando o filme real da Axle e algumas outras cenas.




Mas, como eu escrevi no início desse texto, o assunto do moto contínuo me persegue. No início desta semana, eu estava examinando alguns feeds da revista "The Economist" [8] e encontrei uma matéria sobre um moto contínuo que estaria sendo desenvolvido pela empresa irlandesa Steorn Ltd. No dia seguinte, o assunto apareceu na Ciencialist. A Steorn alega ter desenvolvido um verdadeiro moto contínuo a ímãs permanentes, denominado "Orbo", que retira energia não se sabe de onde, e prometeu uma demonstração prática para o dia 7 de julho. Todavia, chegou o dia combinado e os executivos da Steorn não conseguiram instalar o motor, alegando dificuldades tecnológicas devido ao calor excessivo produzido pela iluminação local. A empresa diz que o motor teria rendimento entre 285% e 400% e continua investindo na idéia.
Aguardem mais sobre motos contínuos e a Steorn em posts futuros.

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[1] "Motor Revolucionário". Disponível em: <http://www.youtube.com/watch?v=vGFhr5uY3Yc>.
[2] CienciaList - Lista de discussão sobre ciência. Disponível em: <http://www.ciencialist.com/>.
[3] Electric motorbike concept car. Disponível em: <http://negatendo.net/kmc/en_us_axle.htm>[4] Axle Corporation. Disponível em: <http://www.axle-group.com/> (em japonês).
[5] JCN Network. Disponível em < http://www.japancorp.net/Article.Asp?Art_ID=12282> .
[6] Permanent Magnet Sychronous Motor. Disponível em: <http://www.freescale.com/webapp/sps/site/overview.jsp?nodeId=02nQXGrrlPZL8l>
[7] A moto da Axle/Genesis em funcionamento. Disponível em: < http://www.youtube.com/watch?v=NUXhJZZRUIg> .
[8] The Economist. "Perpetual Nonsense". 13 jul. 2007. Disponível em: <http://www.economist.com/displayStory.cfm?story_id=9494346>.

Um curto comentário sobre Angra 3

No último dia 25, o Conselho Nacional de Política Energética aprovou, em sua primeira reunião do ano (socorro!), a construção da usina nuclear Angra 3, com potência de 1.350 MW. A decisão ainda depende do aval do presidente da República, mas a Eletronuclear pretende iniciar as obras ainda em 2008.

Em meio aos brados de ambientalistas e partidários da opção nuclear, cada um deles gritando por razões diferentes, parece ter passado despercebido um ponto fraco do projeto: Angra 3 será uma usina estatal. Por razões óbvias, o nacionalismo vigente jamais deixará que uma usina nuclear seja construída e operada pela iniciativa privada. Trata-se de decisão discutível para um governo que anda esbanjando em seus gastos.

Outro ponto fraco é que o modelo de venda da energia de Angra 3 provavelmente será no estilo “goela abaixo” usado em Itaipu: as distribuidoras adquirem cotas e as repassam obrigatoriamente aos consumidores cativos. Isso sem falar no modo de operação das nucleares no Brasil, que despacham sempre fora da ordem de mérito e provocam o vertimento das usinas hidráulicas, especialmente no período úmido.

Muita discussão ainda será necessária. Do ponto de vista da engenharia pura, o projeto é obviamente interessante, renderá algumas visitas técnicas e criará empregos para os nossos poucos engenheiros nucleares. O mercado, por outro lado, sairá perdendo, assim como os consumidores. Mais energia nas mãos de estatais. Mais contratos negociados de forma inflexível e anacrônica.

Livre Mercado de Energia na Revista GTD

Meu artigo apresentado no SBSE-2006 (“Política Tarifária e Comercialização de Energia no Ambiente de Contratação Livre”), embora na época tenha causado pouco impacto, agora está trazendo dividendos. Além de ter aparecido na Eletricidade Moderna de março/2007, agora a Revista GTD se interessou pelo assunto e publicou, em sua edição n°19, uma reportagem intitulada “Liberdade de Escolha”, onde são mencionadas as opiniões de vários profissionais do setor elétrico atuantes no livre mercado de energia, dentre eles este humilde blogueiro.

A reportagem em questão pode ser acessada no site da Editora Lumière, http://www.portallumiere.com.br/, por meio de cadastro simples e gratuito, ou diretamente no site da Electra Comercializadora de Energia, http://www.electraenergy.com.br/alvaug/gtd_junho_2007.pdf (4,3 Mbytes).

Agradeço à Electra, à UTFPR e ao jornalista Bruno D'Angelo pela oportunidade. Enquanto houver mercado livre e liberdade de escolha, ainda haverá esperança para esse país, apesar da bandalheira nos aeroportos e no Congresso.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte VI: O Mercado de Fontes Incentivadas

Atualmente, o limite imposto para que um consumidor existente possa ser caracterizado como livre é pertencer ao Grupo A (Alta Tensão), ser atendido em tensões iguais ou superiores a 69 kV e ter demanda contratada igual ou superior a 3 MW. Adicionalmente, consumidores novos, ou seja, aqueles instalados após 1995, também podem se tornar livres, independentemente da tensão, desde que respeitado o limite de demanda igual ou superior a 3 MW. Note-se que 3 MW já é o nível de demanda de vários tipos de instalações comerciais de médio porte, tais como shopping centers e hotéis, além de instalações industriais de vários tipos, atendidas nos subgrupos AS (subterrâneo), A4 (2,3 kV a 25 kV) e A3a (30 kV a 44 kV).

Uma modificação importante foi introduzida com a outorga da Lei 9.427/1996, alterada com a sanção das Leis 9.648/1998 e 10.438/2002, e que teve sua redação consolidada pela lei 10.762/2003 e pelo Decreto 5.163/2004. Essa lei definiu que os aproveitamentos a partir de fontes de energia alternativa (eólica, biomassa , solar e PCHs) poderiam atender consumidores com carga maior ou igual a 500 kW, em qualquer tensão. Assim, tais consumidores passaram a se enquadrar efetivamente na condição de livres, desde que atendidos diretamente por fontes de energia alternativa.

Esses consumidores têm sido denominados pela ANEEL e por outros agentes do mercado de “consumidores especiais”, pois são dotados de características não encontradas nos consumidores livres atendidos por energia convencional, proveniente de geradores de grande porte. Embora previstos desde 1996, os primeiros contratos de atendimento a consumidores especiais só foram implementados a partir do final de 2002.

Um atrativo adicional desse mercado de consumidores especiais é que, ao serem atendidos por fontes de energia alternativa, os consumidores têm direito a pelo menos 50% de desconto sobre a parcela “fio” da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Devido a tal desconto, as fontes alternativas foram rebatizadas para “fontes incentivadas”, pois muitos produtores entendiam que o termo “alternativa” conotava um fornecedor de qualidade inferior, o que certamente não é o caso.

É interessante mencionar que, no Brasil, as PCHs, usinas de biomassa e outras pequenas usinas foram desconsideradas como alternativa de suprimento durante muito tempo. De fato, durante o período que vai de 1957 a 1992, conhecido no Setor Elétrico Brasileiro como “Período da Regulamentação”, o Governo Federal preferiu dar ênfase à construção de grandes obras de geração, relegando pequenas usinas a segundo plano. A partir de meados da década de 90, refletindo a tendência mundial de se dar preferência a obras de baixo impacto ambiental, a situação começou a mudar e vários incentivos passaram a ser concedidos para fontes de energia alternativa e para os consumidores atendidos por elas. Os principais marcos regulatórios que definem os incentivos para fontes alternativas são os seguintes:

a) Lei 9.427/1996 (lei de criação da ANEEL) e alterações posteriores – Consumidores com demanda contratada, em qualquer segmento horosazonal, igual ou superior a 500 kW, podem ser atendidos por usinas eólicas, solares, de biomassa ou PCHs. Usinas entre 1 MW e 10 MW, destinadas à produção independente, podem ser autorizadas pela ANEEL sem licitação (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei19969427.pdf).

b) Lei 9.648/1998 – Consumidores atendidos por fontes alternativas passam a ter direito a 50% de desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), de modo a garantir a competitividade (http://www.aneel.gov.br/cedoc/LEI19989648.PDF).

c) Resolução ANEEL 264/1998 – Consumidores especiais devem ser tratados como consumidores cativos ao retornar à antiga distribuidora, atendidos por meio de tarifas e condições reguladas (http://www.aneel.gov.br/cedoc/RES1998264.PDF).

d) Resolução ANEEL 281/1999 – Para empreendimentos de geração alternativa que entraram em operação até 31 de dezembro de 2003, o desconto na TUSD passa a ser de 100% (http://www.aneel.gov.br/cedoc/RES1999281.PDF).

e) Lei 9991/2000 – As usinas eólicas, solares, de biomassa e PCHs passam a ser isentas do pagamento da taxa de 1% destinada a Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (http://www.aneel.gov.br/cedoc/LEI20009991.PDF).

f) Lei 10.438/2002 – A isenção do pagamento da taxa de P&D é estendida para as fontes de co-geração qualificada. O desconto de 50% na TUSD passa a incidir da geração ao consumo, mas o comando de garantia de competitividade é retirado. Nos sistemas isolados, o limite de demanda para comercialização incentivada fica reduzido para 50 kW. Consumidores com demanda igual ou superior a 500 kW, ou conjuntos de consumidores reunidos por comunhão de interesses, de fato ou de direito, passam a ter direito a adquirir energia de fontes alternativas. A participação no MRE é estendida para as PCHs (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei200210438.pdf).

g) Lei 10.762/2003 – Usinas hidrelétricas com potência instalada abaixo de 1 MW (microcentrais) passam a ter direito ao desconto da TUSD (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei200310762.pdf).

h) Resolução ANEEL 77/2004 – Regulamenta o desconto de 50% na TUSD, para consumidores atendidos por fontes de energia alternativa. O desconto é aplicado somente na parcela “fio” da TUSD, ficando a parcela “encargos” isenta do desconto (http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2004077.pdf).

i) Resolução ANEEL 247/2007 – Estabelece as condições para a comercialização de energia elétrica, oriunda de fontes primárias incentivadas, com unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN. Essa resolução também prevê que o gerador incentivado pode complementar sua geração adquirindo até 49% da energia de outras fontes (http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2006247.pdf).

Apesar da extensa lista de incentivos, o fato de que o desconto da TUSD demorou mais de seis anos para ser regulamentado denota que há forte oposição a tais incentivos, especialmente por parte das distribuidoras.

As primeiras unidades dos subgrupos A4 e AS foram modeladas no MAE no início de 2003, atendidas por meio da energia gerada pela PCH Pesqueiro, localizada no rio Jaguariaíva, município de Jaguariaíva, Paraná. Nem a PCH Pesqueiro, nem a empresa consumidora eram, na época, agentes do MAE, e ambos passaram a ser representados no MAE por meio da Electra Energy, comercializadora de energia localizada em Curitiba, Paraná. Com a implementação da nova Convenção de Comercialização, em 29 de outubro de 2004 (Resolução Normativa ANEEL n° 109/2004), e com a conseqüente transformação do MAE na CCEE, a adesão dos consumidores à CCEE tornou-se obrigatória. A representação de consumidores não agentes por meio de uma comercializadora passou a não ser mais possível. Contudo, até 2004, este tipo de representação, denominada representação vertical, era totalmente permitido.

Em meados de 2003 começaram a surgir algumas vozes a favor da desmodelagem das unidades de consumidores especiais. Dentre outros, alegou-se os seguintes problemas:

a) A presença da comercializadora como representante do gerador e do consumidor estaria desrespeitando o preceito legal de que a operação de compra e venda de energia alternativa deve ser feita diretamente entre gerador e consumidor.

b) Não há mecanismo no SINERCOM capaz de distinguir a energia alternativa da energia convencional. Desta forma, não seria possível detectar automaticamente a eventual exposição de um consumidor especial aos preços do MAE.

c) Da mesma forma, uma comercializadora poderia usar parte da energia convencional de sua carteira para atender a exposição do consumidor especial, evitando penalidades, mas prejudicando a concessionária local de distribuição, que havia perdido para o Mercado Livre um consumidor anteriormente atendido na modalidade cativo.

O primeiro problema foi resolvido por meio de recurso administrativo impetrado junto ao MAE, e também de consulta formal envida à ANEEL. O cerne da argumentação foi o fato de que em nenhum momento o caráter direto da compra e venda de energia havia sido violado. De fato, o gerador e o consumidor haviam assinado um contrato de compra e venda, enquanto a comercializadora de energia havia assinado, com o gerador e com o consumidor, apenas contratos de representação, que se enquadram como contratos de prestação de serviços, e não de compra e venda de energia.

Quando aos dois problemas restantes, que representam dois aspectos de um único problema operacional, a argumentação foi a de que nenhum preceito legal havia sido ferido, e que todos os agentes estavam agindo na forma da lei. O MAE reconheceu a dificuldade e encaminhou a questão à ANEEL. Como conseqüência, a ANEEL incluiu uma modificação importante na versão 3.5 do Procedimento de Mercado ME.02, que regulamenta a Manutenção de Cadastro do Sistema Elétrico. Com tal modificação, tornou-se obrigatório o registro prévio, na ANEEL, do contrato de compra e venda de energia especial, sem o qual a modelagem não é efetivada. Portanto, os consumidores especiais passaram a ter que registrar seus contratos de maneira ex-ante, ou seja, antes que a modelagem seja concluída, resultando em dificuldades operacionais adicionais.

Ainda que tenha aumentado a burocracia, a exigência do registro prévio dos contratos de compra e venda, consolidada na Resolução 247/2007, constituiu em uma medida para se retirar da CCEE a atribuição de decidir quem poderia ser modelado como consumidor especial.

O mercado de consumidores especiais continua em crescimento, mas é limitado pela escassez de fontes de energia incentivada. Caso não existisse tal limite, todos os consumidores A4 qualificados a migrar para o Mercado Livre já o teriam feito, possibilidade sempre temida pelas distribuidoras, que lançam mão de todos os meios para evitar a migração. Apesar disso, o fracasso do recente leilão de fontes alternativas mostra, dentre outras coisas, que os produtores estão interessados em preços maiores do que os preços máximos do leilão, e que esperam conseguir tais preços no mercado. Comentarei sobre isso no próximo artigo dessa série.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte V: Comercializando Energia

O processo de compra de energia por parte de um consumidor cativo é muito simples, envolvendo apenas o consumidor e uma distribuidora de energia. No caso de um consumidor livre, o processo gera economias e é bastante mais flexível, mas, por envolver mais de um agente, torna-se um pouco mais complicado, exigindo assessoria especial.

Digamos que um consumidor C, na área de concessão de uma distribuidora D1, queira adquirir energia elétrica de um gerador G, na área de concessão de uma distribuidora D2. O processo de comercialização é o seguinte:

1. A energia é entregue fisicamente a C por D1.

2. C paga a D1 pelo serviço de acesso à rede, por meio de uma tarifa regulada conhecida como TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição).

3. G deve pagar a D2 pelo acesso à rede, também por meio de uma TUSD do gerador.

4. C e G assinam um contrato de compra e venda de energia, negociando livremente preços, prazos e demais condições.

5. No final do mês, C divulgará seus dados de consumo de energia (CE), os quais serão confrontados com o montante mensal contratado (M) junto ao gerador. Se CE>M, terá faltado energia contratada, e C terá entre 10 a 15 dias para providenciar um contrato adicional de curto prazo. Se M>CE, terá sobrado energia contratada, e C terá entre 10 a 15 dias para tentar negociar as sobras de energia (consumidores não podem comercializar energia diretamente, mas isso pode ser feito por meio de uma comercializadora).

6. Se CE>M e C não tiver conseguido contratos de curto prazo, ele ficará "exposto" aos preços mensais determinados pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). Isso significa que o déficit de contratação será faturado pela CCEE, ao preço do mês, cerca de 40 dias após o encerramento do mês comercial. Adicionalmente, a CCEE cobrará uma penalidade por insuficiência de contratação (R$ 77,70/MWh, tarifa de 2007).

7. Se M>CE e C não tiver conseguido negociar suas sobras, estas serão faturadas pela CCEE ao preço do mês, também cerca de 40 dias após o fechamento do mês. Nesse caso não haverá penalidade.

8. Como os contratos de compra e venda de energia são livremente negociados, uma condição usual é que haja uma certa flexibilidade (digamos, +/- 10%) em torno do valor mensal contratado M. Os desvios em torno desse valor dão origem ao mercado de curto prazo (antes da atuação da CCEE), que no Brasil atual funciona como um mercado de balcão, onde geradores, consumidores e comercializadoras oferecem montantes e preços. Em mercados mais desenvolvidos já há verdadeiras "bolsas de energia", onde contratos multilaterais de curto prazo são firmados. Um dia chegaremos lá, mas por enquanto nosso mercado não tem liquidez suficiente.

Pode parecer um pouco complicado no começo, mas o funcionamento é bem parecido com o de uma bolsa de commodities convencionais, com a diferença de que os preços da energia variam semanalmente (não diariamente, como em uma bolsa de commodities) e é formado um preço médio ao final do mês. O papel da CCEE, que funciona como uma câmara de compensação, é assegurar a liquidação mensal do mercado, com montantes consumidos confrontados aos montantes gerados e sobras e déficits alocados aos agentes responsáveis.

No próximo artigo falaremos um pouco mais sobre as fontes de energia incentivada, que deram origem a um mercado interessante, atraente e de baixo impacto ambiental.

Os jornalistas e a energia elétrica

Primeiro princípio de Alvaro: “Ao ler um artigo jornalístico sobre energia elétrica, a probabilidade de que você se depare com os termos ‘W/h’ ou ‘watt por hora’, ou seus múltiplos, nos primeiros cinco parágrafos é de 30%, subindo exponencialmente até atingir 99,5% ao final do artigo".

Trata-se de uma constatação já feita por qualquer estudante de engenharia, mas resolvi apropriar-me dela, ao menos até que alguém reclame. Afinal, a redação é minha, embora a reclamação não seja exclusiva.

Eu até consigo imaginar o que se passa na mente jornalística ao tentar entender como se mede o consumo ou produção de energia elétrica. Quando um jornalista entrevista um fabricante de parafusos, por exemplo, é provável que ouça o fabricante dizer que a capacidade produtiva de uma determinada planta é de 2 milhões de “parafusos-hora”, ficando perfeitamente entendido que o fabricante quis dizer “parafusos por hora”, mas não o fez, provavelmente com o intuito de dar um certo charme ao enunciado ou então deixar claro que não tem tempo a perder com preposições.

Ao entrevistar um gerador de energia, por outro lado, é provável que o mesmo jornalista ouça que a capacidade produtiva de uma determinada usina é de 100 “megawatts-hora”. Por analogia com o caso dos parafusos, o jornalista entende “megawatts por hora”.

O problema é que energia (qualquer tipo de energia) e parafusos (qualquer tipo de parafuso) são coisas diferentes.

A unidade watt (com inicial minúscula), adotada pelo Sistema Internacional de Unidades (S.I.) em homenagem a James Watt (com iniciais maiúsculas), é usada para medir a potência, que não é uma grandeza exclusivamente elétrica. Por exemplo, podemos falar na “potência mecânica” do motor de um automóvel ou na “potência elétrica” de um secador de cabelos. Nos dois casos, trata-se do mesmo conceito físico: a taxa de conversão de energia em determinada circunstância. A energia, por sua vez, é medida no S.I. usando-se o joule, em homenagem a James Prescott Joule. Por definição, a relação entre o watt e o joule é 1 W = 1 J/s, ou seja, um watt equivale a um joule por segundo. Da mesma forma, por meio de uma operação matemática simples, podemos dizer que um joule equivale a um watt vezes segundo, ou 1 J = 1 W.s. Como a expressão soa estranha, ela é freqüentemente abreviada para “watt-segundo”.

Ocorre que o joule (ou o watt-segundo) é uma unidade muito pequena e, no caso do consumo ou geração de energia elétrica, os números finais seriam muito grandes. Por exemplo, uma lâmpada de 100 W, ligada sem interrupções durante um mês inteiro, consumiria 262.800.000.000 joules, ou seja, quase 270 bilhões de joules, número que assustaria qualquer dona de casa ao final do mês. Assim, as concessionárias de energia elétrica inventaram o watt-hora, que é igual a um watt-segundo convertido durante todos os segundos contidos em uma hora. Considerando que uma hora tem 3.600 segundos, concluímos que um watt-hora é igual a 3.600 watts-segundo. Contudo, o watt-hora ainda é uma unidade pequena e é mais comum usarmos o quilowatt-hora, que equivale a mil watts-hora. Assim, temos que um quilowatt-hora é igual a 3.600.000 watts-segundo. E, lembrando que watt-segundo e joule são a mesma coisa, temos que um quilowatt-hora é igual a 3.600.000 joules.

Medido em quilowatt-hora, o consumo da nossa prosaica lâmpada ficaria em meros 73 quilowatts-hora, ou 73 kWh, pelos quais nossa dona de casa pagaria cerca de R$ 30,00 (sem considerar os impostos e com grandes variações tarifárias entre os estados brasileiros).

Quando falamos do consumo industrial de energia ou da produção de energia, mesmo o quilowatt-hora (kWh) é pequeno demais e é mais comum usarmos o megawatt-hora (MWh), que equivale a um milhão de watts-hora, ou o gigawatt-hora (GWh), que equivale a um bilhão de watts-hora. O quilowatt-hora, o megawatt-hora e o gigawatt-hora são múltiplos do watt-hora, assim como o terawatt-hora (um trilhão de watts-hora), que só aparece quando a encrenca é realmente muito grande.

A confusão surge porque, quando falamos em “parafusos por hora”, o que queremos dizer é “unidades produzidas por hora”, ou seja, estamos nos referindo à taxa de produção horária da fábrica de parafusos. Mas quando falamos em “watt-hora”, a própria unidade watt já é uma medida da taxa de conversão de energia, pois um watt é igual a um joule por segundo, ou seja, uma unidade de energia convertida por segundo. Logo, falar em “watt por hora” seria o mesmo que falar em “joule por segundo por hora”, uma unidade de medida que não faz muito sentido.

Assim, por mais estranho que pareça, a unidade de medida da energia elétrica é realmente o “watt-hora”, e não o “watt por hora”. A culpa pela confusão, naturalmente, é dos engenheiros que, por um lado, não se esforçam em explicar esses mistérios elétricos, e, por outro lado, insistem em usar uma unidade de medida não oficializada pelo S.I. (o watt-hora).

Em defesa dos jornalistas, tenho que acrescentar que o erro não é exclusivo deles. Por exemplo, tenho em mãos uma fatura de venda de energia, emitida por um conhecido Produtor Independente de Energia, onde consta a célebre unidade “MW/h”. Em tese, tal erro poderia acarretar no cancelamento da nota ou na aplicação de multa por parte da Receita Estadual. Duvido, entretanto, que isso aconteça algum dia.

É claro que sempre é possível complicar um pouco mais. Por exemplo, em vez de usar sempre o GWh para medir o consumo ou geração de grandes blocos de energia, podemos inventar uma unidade completamente nova, como o megawatt médio. Mas essa é outra história e fica para a próxima vez.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte IV: as Comercializadoras

A primeira comercializadora de energia brasileira surgiu em 1998, com a missão de negociar sobras de energia e atender os primeiros consumidores livres do país. Em fevereiro de 2006, de acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, já existiam 46 comercializadoras registradas oficialmente, embora nem todas atuantes. Destas, 25 eram associadas à Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica – ABRACEEL.

Apesar de existentes desde 1998, as operações de comercialização de energia no mercado livre só vieram a ganhar volume a partir do início do século XXI, período particularmente difícil para o mercado de energia em boa parte do mundo. Em 2001 vieram a público as práticas fraudulentas da Enron e ocorreu o ataque ao World Trade Center, este último vindo a causar uma desaceleração da economia mundial. Entre 2000 e 2001 a Califórnia mergulhou em uma crise energética causada, dentre outros motivos, por falhas no processo de reestruturação e desregulamentação. No Brasil o racionamento energético, ocorrido entre junho de 2001 e março de 2002, provocou a primeira mudança no novo modelo setorial, prejudicou a privatização de geradoras e foi incorretamente atribuído à reestruturação do setor e à criação do Mercado Atacadista de Energia – MAE. Todos esses problemas, especialmente o escândalo da Enron, afetaram negativamente a imagem das comercializadoras. A recuperação deu-se aos poucos e hoje tais agentes gozam de grande prestígio, sendo reconhecidos pela agilidade na criação e implementação de soluções para o mercado livre. Nos EUA e na Europa, as comercializadoras também estão se recuperando do impacto negativo causado pela Enron [1].

No Brasil, devido a particularidades do processo de reestruturação, as comercializadoras dividem-se em dois tipos básicos: as “independentes”, desvinculadas de grandes grupos, e as “vinculadas”, que atuam no bojo de uma grande distribuidora ou geradora, ainda que com personalidade jurídica diferente. No primeiro caso, a comercializadora atua agressivamente, de modo a conquistar mercado. No segundo, especialmente quando a comercializadora é vinculada a uma distribuidora, a atuação é defensiva, na tentativa de se evitar ou minimizar a perda de consumidores cativos. Comercializadoras vinculadas a geradores geralmente operam no mercado atacadista, não no varejista. Isso ocorre porque a gestão de contratos de pequenos montantes não é atrativa do ponto de vista de um gerador detentor de capacidade produtiva da ordem de centenas ou milhares de mega-watts. Uma exceção é o caso das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas de biomassa, eólicas e fotovoltaicas, autorizadas a vender energia a consumidores de alta tensão, desde que estes tenham demanda igual ou superior a 500 kW. Nesse caso, tanto os consumidores quanto as usinas são de pequeno porte, e o gerador geralmente é representado na CCEE por outro agente.

No início do Mercado Livre brasileiro, as comercializadoras eram vistas como meras atravessadoras. Tal pensamento era certamente reflexo do ambiente monopolista e fechado à competição que vigorava até então. Com o tempo, ficou evidente que o papel desempenhado pelas comercializadoras é importante e relevante, pois elas:

- Efetivam a aproximação entre os demais agentes do Setor Elétrico, principalmente geradores e consumidores, aumentando a liquidez do mercado, incentivando a competição e reduzindo os preços aos consumidores finais.

- Com seu know-how especializado, contribuem para a divulgação e melhoria das regras e procedimentos do mercado de energia.

- Oferecem assessoria clara e segura aos demais agentes do mercado.Assumem riscos de preços, prazos, crédito e performance de consumidores e geradores.

Assim, as comercializadoras atuam como intermediários de alto nível entre geradores e consumidores, fornecendo assessoria durante o processo de migração para o mercado livre e oferecendo os melhores preços e condições após a migração. Dentre as várias atividades realizadas pelas comercializadoras, encontram-se:

- Análise econômico-financeira comparativa entre as modalidades de fornecimento de energia elétrica como Consumidor Cativo e como Consumidor Livre.

- Análise jurídica dos contratos atuais firmados entre as unidades consumidoras do cliente e as respectivas distribuidoras locais.

- Apresentação da base legal que qualifica cada unidade consumidora do cliente a migrar para a modalidade Consumidor Livre.

- Realização de cotações e leilões de compra de energia elétrica no mercado, e efetivação da contratação aprovada pelo cliente.

- Assessoria em todas as etapas envolvidas na obtenção dos contratos de conexão e uso e de outros contratos que venham a ser necessários.

- Determinação do tipo e montante das garantias a serem aportadas, frente à CCEE ou a geradores, referentes ao fornecimento de energia elétrica.

- Instalação e disponibilização do sistema de acompanhamento de medição de energia das unidades consumidoras do cliente.

- Emissão de relatórios mensais e detalhados de comercialização.

- Acompanhamento do consumo das unidades consumidoras e avaliação das necessidades de aquisição de energia adicional.

- Acompanhamento, junto ao MAE e ao ONS, das mudanças nas regras e procedimentos de mercado.

- Acompanhamento da legislação do Setor Elétrico junto à ANEEL, e manutenção constante das condições legais de fornecimento.Representação e estruturação de leilões de energia elétrica, caso sejam de interesse do cliente.

A contratação de uma comercializadora não é obrigatória para que um consumidor de energia se torne livre, mas facilita bastante o processo, garantindo segurança a todas as partes envolvidas.

No próximo artigo detalharemos o processo de compra de energia no mercado livre.

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[1] BARRIONUEVO, A. Energy Trading, Post-Enron. In: New York Times, 15 de janeiro de 2006.