Na avaliação do diretor-presidente da consultoria PSR, Luiz Augusto Barroso, as medidas de redução voluntária da energia precisam ser tomadas o mais rápido possível para surtir efeito e evitar um racionamento. Para ele, um programa de pagamento para redução voluntária é uma boa alternativa. “A cada dia de atraso o efeito na mitigação dos riscos de suprimento diminui”, diz ele.
Barroso destaca ainda que o risco de racionamento de energia vai depender do crescimento da demanda da ordem de 9% no segundo semestre. O crescimento do consumo no primeiro semestre foi de 7%, diz ele. De qualquer forma, o executivo afirma que a decisão de decretar um racionamento é tecnicamente complicado por causa das incertezas em relação ao que pode ocorrer no futuro. Em 2001, por exemplo, não se sabia como as chuvas seriam no ano. “Se tivéssemos uma ‘bola de cristal’ o racionamento poderia ter sido menor, pois a hidrologia que de fato ocorreu não foi ruim. No entanto, decidir não racionar sem saber o que ia acontecer teria sido errado, pois se a hidrologia fosse ruim o impacto para a sociedade teria sido catastrófico.” Veja a seguir a entrevista:
Quais as semelhanças e diferenças da crise de 2001 e de agora?
Tal como em 2001, temos em 2021 uma crise de oferta. Mas ao contrário de 2001 temos uma matriz elétrica mais diversificada, menos dependente da hidreletricidade e com grande capacidade de geração eólica, solar, biomassa e térmica, além de um sistema de transmissão mais robusto. A participação hidrelétrica em 2001 era de 85% da potência instalada. Hoje é 65%.
O governo está demorando para tomar medidas para reduzir o risco de um racionamento ou cortes em horários de ponta?
O governo está trabalhando em várias frentes, com alguns resultados concretos e outros começando a aparecer: já tomou medidas relevantes para a segurança de suprimento, como a flexibilização dos limites de armazenamento e vazão das usinas hidrelétricas, com resultados concretos. Publicou portarias ministeriais para remunerar o acionamento de geração existente sem contratos. Está coordenando o aumento da importação de outros países. Aumentou os limites de transmissão do Nordeste para o Sudeste por meio da flexibilização do critério de confiabilidade elétrica. Colocou em consulta publica um programa voluntário de resposta pela demanda pelos grandes consumidores. Essas medidas precisam funcionar com urgência, pois a cada dia de atraso o efeito na mitigação dos riscos de suprimento diminui.
Em 2001, o racionamento começou em junho. Não era o caso de, pelo menos, ter uma campanha mais ampla de conscientização da população?
A decisão de decretar um racionamento é muito difícil tecnicamente, pois como tem que ser tomada com antecedência há uma grande incerteza sobre o que pode ocorrer. Por exemplo, quando a decisão de decretar o racionamento em 2001 foi tomada, não se sabia como as chuvas seriam no ano. Se tivéssemos uma “bola de cristal” o racionamento poderia ter sido menor, pois a hidrologia que de fato ocorreu não foi ruim. No entanto, decidir não racionar sem saber o que ia acontecer teria sido errado, pois se a hidrologia fosse ruim o impacto para a sociedade teria sido catastrófico. Na terminologia de teoria da decisão, o arrependimento teria sido muito grande. Em 2021 o governo também tem que tomar uma decisão sob incerteza, mas desta vez o leque de opções físicas e de governança é mais amplo do que decretar ou não um racionamento. Mas concordamos que, tal como feito em 2001 e também em 2017, uma campanha de conscientização é fundamental.
O que seria necessário para evitar um racionamento?
Para evitar corte compulsório, o sistema precisa de recursos para equilibrar no curto prazo oferta e demanda. Esses recursos podem ser por exemplo uma combinação de nova geração física, aumento da transferência do Nordeste e redução voluntária de demanda. No caso da demanda, o aumento do PLD já serve como incentivo para o consumidor reduzir seu consumo e vender o excesso de energia contratada. Esse programa proposto de resposta da demanda pela indústria deveria ser implementado o mais rápido possível. Mas é necessário definir um mecanismo de formação de preço e também de compra da redução de maneira menos burocrática e rápida, caso contrário vai ser tarde demais para ajudar. É por isso acreditamos que é importante pensar em um programa de resposta da demanda mais amplo, que atinja todos os consumidores, e que pode ser implementado de maneira simples. Uma opção é o pagamento por uma redução voluntária de demanda por qualquer consumidor ao longo de um período. Essa é a forma mais rápida de trazer reequilíbrio ao sistema.
Com qual cenário vocês trabalham?
Houve em agosto uma deterioração significativa das condições de suprimento em relação às nossas análises anteriores. O risco de racionamento de energia ainda em 2021 é bastante significativo se ocorrer um crescimento de demanda da ordem de 9% no segundo semestre. O crescimento do consumo no primeiro semestre foi de 7%. Esse risco pode ser mitigado pela flexibilização dos usos múltiplos da água e entrada de nova oferta a curto prazo. Já o risco de problemas potenciais de suprimento de ponta é da ordem de 30% no caso de demanda estimada pelo ONS para o 2.º semestre. Essa operação “no limite” aumenta a vulnerabilidade do sistema a falhas de geração e transmissão e a uma menor flexibilidade operativa das hidrelétricas, que é fundamental para essa gestão. Para o cenário de crescimento maior este risco continua significativo mesmo supondo que todas as ações de flexibilização dos usos múltiplos da água sejam tomadas e ocorra um aumento de uns 3,5 GW de oferta. Finalmente, é importante lembrar que “risco” indica que um evento pode ocorrer, não que vai necessariamente acontecer.
Poderíamos ter evitado chegar nesse ponto ou vamos continuar sendo refém da hidrologia?
Chegamos aqui pela falta de informação correta e ferramentas computacionais melhores para que o planejamento e a operação possam fazer seu trabalho. Também pela dificuldade de governança e capacidade do setor de cumprir as próprias regras. Esses problemas são conhecidos e vêm sendo endereçados desde 2016. Dessa crise atual temos muito a aprender. A governança da utilização da água e seu valor econômico para os diferentes usos é fundamental. Isso pode redefinir a disponibilidade hídrica atualmente considerada pelo setor elétrico, que é uma informação fundamental para o planejamento. A resiliência do sistema a eventos severos entrará nos critérios de planejamento. Isso significa mais diversificação da matriz.
E quais são os riscos para o fornecimento em 2022?
Chegaremos vazios em 2021 e o principal fator de risco para 2022 é o período de chuvas, que começa em dezembro. São Pedro pode ajudar. Por exemplo, em 2017, estávamos com a região Nordeste com 5% de armazenamento, mas o período úmido foi favorável e encerramos março de 2018 com o Nordeste a 41%. Mas São Pedro também pode não ajudar. Por exemplo, o período úmido de 2021 foi ruim, a vazão foi 71% da média histórica. Um fator favorável para o suprimento de 2022 é a entrada prevista de cerca de 7 GW de nova capacidade de geração não hidrelétrica, o que além de reforçar a oferta diminui nossa dependência à hidrologia. Nas análises da PSR uma afluência de cerca de 70% da média histórica no ano de 2022 seria suficiente para afastar problemas de suprimento físico neste ano. Esse indicador depende do crescimento da demanda, disponibilidade de oferta não hidrelétrica, gestão dos usos múltiplos da água, dentre outros fatores. Mas visto de hoje, se ocorrer o mesmo período úmido de 2021, passamos “no talo”. Por fim, para 2022 ainda há tempo para agir e, se quisermos atuar com mais precaução, podemos comprar nova geração emergencial.
