MAURICIO LOPES TAVARES
DESCONEXÃO REMOTA DE USUÁRIOS VIA SMART GRID EM SITUAÇÕES CRÍTICAS DE SUPRIMENTO: UMA ALTERNATIVA DE ENFRENTAMENTO DO FENÔMENO DA
RIVALIDADE EXTREMA NO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
CAMPINAS 2014
iii
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação
MAURICIO LOPES TAVARES
DESCONEXÃO REMOTA DE USUÁRIOS VIA SMART GRID EM SITUAÇÕES CRÍTICAS DE SUPRIMENTO: UMA ALTERNATIVA DE ENFRENTAMENTO DO FENÔMENO DA
RIVALIDADE EXTREMA NO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
Thesis/Dissertation presented to the
School/Faculty/Institute of the University of Campinas in partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master/Doctor, in the area of <NAME_OF_AREA>
(se a língua dominante do trabalho for inglês. Se a língua dominante for o português, excluir este item)
Tese apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Doutor, na Área de Eletrônica, Microeletrônica e Optoeletrônica
Orientador: JOSÉ ANTONIO SIQUEIRA DIAS
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DISSERTAÇÃO/TESE DEFENDIDA PELO ALUNO MAURICIO LOPES TAVARES, E ORIENTADA PELO PROF. DR.JOSÉ ANTONIO SIQUEIRA DIAS
CAMPINAS 2014
Tese apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Doutor em Engenharia Elétrica, na Área de Eletrônica, Microeletrônica e Optoeletrônica
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Tavares, Mauricio Lopes,
T197d TavDesconexão remota de usuários via smart grid em situações críticas de suprimento : uma alternativa de enfrentamento do fenômeno da rivalidade extrema no consumo de energia elétrica / Mauricio Lopes Tavares. – Campinas, SP : [s.n.], 2014.
TavOrientador: José Antônio Siqueira Dias.
TavTese (doutorado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação.
Tav1. Redes inteligentes de energia. 2. Eletricidade - Regulação. 3. Energia elétrica Racionamento. 4. Energia Fontes alternativas. 5. Energia elétrica -Mercado. I. Dias, José Antônio Siqueira,1954-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Disconnection of smart grid users in critical electricity supply
conditions : an alternative way of dealing with the extreme rivalry phenomenon in electricity consumption
Palavras-chave em inglês:
Smart grid
Electricity - Regulation Electricity - Rationing
Energy - Alternative sources Electricity - Market
Área de concentração: Eletrônica, Microeletrônica e Optoeletrônica Titulação: Doutor em Engenharia Elétrica
Banca examinadora:
José Antônio Siqueira Dias [Orientador] Anderson Wedderhoff Spengler
Rogério Lara Leite Elnatan Chagas Ferreira Yuzo Iano
Data de defesa: 16-12-2014
Programa de Pós-Graduação: Engenharia Elétrica
ABSTRACT
Economic goods are classified as rival, non-rival and anti-rivals goods. We propose a new category: extreme rivalry goods (ER) for proper classification of electricity. ER manifests itself when the marginal consumer demands the last unit of electricity available on the grid implying in a complete shutdown of the system, even though by an infinitesimal amount compared to the total capacity, which is a unique feature. Governments coordinate investments in overcapacity to deal with this with the downside of preventing competition, innovation and undermining investments in energy efficiency and alternative energy. Management of Extreme Rivalry (MER) uses a different approach to ER relying in smart grid features to promote individualized and ordered disconnection of consumers when there is a critical supply situation, following a queue that begins with consumers less sensitive to disconnections. A policy of “Value of Supply Maintenance” (VSM) is based on declarations from consumers about how much they are willing to pay during critical supply events to prevent being disconnected. The VSM method begins disconnecting consumers who informed VSM = 0 proceeding in order of increasing VSM values until the balance between generation and consumption is ensured to balance the system. All preserved consumers must pay the VSM
RESUMO
Bens econômicos são classificados como rivais, não-rivais e anti-rivais. É proposta uma nova categoria: bens de rivalidade extrema (RE) para adequada classificação da eletricidade. A RE se manifesta quando o consumidor marginal demanda do sistema a última unidade de eletricidade disponível na rede o que implica no completo desligamento do sistema, mesmo que essa unidade não disponível seja infinitesimal em relação à capacidade plena, o que é uma característica única. Governos coordenam investimentos em capacidade excedente para lidar com esse fenômeno, porém essa tal capacidade extra prejudica a concorrência, a inovação e investimentos em eficiência energética e fontes alternativas. O Gerenciamento da Rivalidade Extrema (GRE) propõe tratar de maneira diferente o fenômeno da RE através de capacidades de rede inteligente para promover de maneira individualizada e organizada a desconexão de consumidores quando ocorrem situações críticas de suprimento, seguindo uma ordem que desconecta prioritariamente os consumidores menos sensíveis a interrupções. A política de Valor de Segurança do Suprimento (VSS) se baseia em declarações dos consumidores a respeito de quanto estão dispostos a pagar em eventos críticos para evitar serem desconectados. Essa política inicia desconexões individualizadas de consumidores que declararam VSS = 0 procedendo em ordem crescente de valores de VSS até que seja equilibrada a demanda e a oferta e assegurado o equilíbrio do sistema. Todos consumidores que forem preservados devem pagar o VSS declarado, cuja receita pode ser usada para remunerar consumidores que foram desconectados ou financiar investimentos em expansão de capacidade.
SUMÁRIO
Lista de Ilustrações...xv
Lista de Abreviaturas e siglas...xvii
Capítulo 1 – Introdução...1
Capítulo 2 – Revisão de literatura...5
2.1) A restrição tecnológica para o suprimento de energia elétrica...5
2.2) Segurança do suprimento...6
2.2.1) Segurança do suprimento no longo prazo no modelo convencional...7
2.2.2) Segurança do suprimento no longo prazo com precificação dinâmica...9
2.2.3) Resultados das experiências de liberalização de mercados...10
2.2.4) Perspectivas atuais da implantação de smart grids e a segurança do suprimento...12
2.2.5) Resposta da demanda como alternativa para aumentar a segurança do suprimento...22
2.2.6) Resposta da demanda e a implantação de smart grids...29
2.3) Falha na segurança do suprimento – racionamentos e blecautes parciais...30
2.3.1) A ineficiência dos blecautes parciais...32
2.4) A adequada caracterização da energia elétrica como bem econômico...35
2.4.1) O conceito de rivalidade no consumo...35
2.4.2) O conceito de excludibilidade no consumo...37
2.4.3) Energia elétrica: bens públicos e privados...38
Capítulo 3 – Abordagem Metodológica...43
Capítulo 4 – Resultados e Discussão...45
4.1) Suprimento de energia elétrica e segurança no suprimento...48
4.2) A rivalidade extrema no consumo de energia elétrica...54
4.3) Enfrentamento da rivalidade extrema no modelo convencional...58
4.4) Enfrentamento da rivalidade extrema em mercados liberalizados com smart grid...61
4.5) O Gerenciamento da Rivalidade Extrema...62
4.5.1) Enfrentamento da rivalidade extrema com a metodologia de GRE...67
4.5.2) Outras consequências da metodologia de GRE...69
4.6) Uma proposta de metodologia de GRE: Valor de Segurança do Suprimento (VSS)...70
4.6.1) Definição do VSS...73
4.6.2) Vantagens do modelo de VSS ...75
Capítulo 5 – Conclusão...79
5.1) Propostas para o futuro...82
Dedico o presente trabalho a Daniele, Laura e Lais, inspiradoras, apoiadoras e torcedoras de primeira hora por sua conclusão. Note que o número desta página deve ser ímpar.
Agradecimentos
Agradeço primeiramente ao meu orientador Prof. Dr. José Antonio Siqueira Dias pela paciência e dedicação incomensuráveis para ajudar-me a iniciar e concluir essa jornada.
Agradeço também ao meus orientador na vida Flávio César Almeida Tavares, pelo auxílio perene e pelo apoio pronto nos momentos agudos.
Agradeço também a Pierre Camarão Telles Ribeiro, valoroso amigo.
Agradeço ao Prof. Daniel Klug Nogueira pelas preciosas opiniões quando das primeiras considerações a respeito do presente trabalho e ao amigo Alexandre Kenji Tsuchiya pelo apoio e persistente motivação para vencer mais essa etapa.
Agradeço ainda ao imenso apoio e compreensão dos Profs. Danilo Doneda e Carlos Chagas Ferreira de Souza essencial para a conclusão do presente trabalho.
Agradeço ao CNPq pelo apoio recebido através de bolsa de doutorado durante parte da realização deste trabalho.
Lista de Ilustrações
Figura 1 – Evolução das tecnologias associadas a smart grid...23
Figura 2 - Programas de resposta da demanda...29
Figura 3 - Perspectiva do consumidor em programas de resposta da demanda...29
Figura 4 - Classificação de bens considerando alta e baixa excludibilidade...40
Figura 5 - Efeito do aumento do número de consumidores nos custos...42
Figura 6 - Equilíbrio parcial no mercado de eletricidade...56
Figura 7 - Ausência de equilíbrio e perda de bem estar...56
Figura 8 - Aspectos da rivalidade no consumo...57
Lista de abreviaturas e siglas ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
ARRA - American Recovery and Reinvestment Act CAISO – California Independent System Operator CDC – Controle Direto de Carga
CE – Comunidade Européia CMe – Custo Médio
CMeLP – Custo Médio de longo prazo
CMg – Custo Marginal
CMgLP – Custo Marginal de longo prazo
CPP - Critical Peak Pricing CPR - Critical Peak Rebate DLC - Direct Load Control EPA - Energy Policy Act
ESMIG - European Smart Metering Industry Group FERC - Federal Energy Regulatory Commission GRE - Gerenciamento da Rivalidade Extrema GW – Gigawatt
IC - Curtailable Program
IEA – International Energy Agency
IMA - Infraestrutura de Medição Avançada IP – Interruptible Program
MME – Ministério de Minas e Energia MW – Megawatt
NIST - National Institute of Standards and Technology PDE 2023 - Plano Decenal de Expansão de Energia - 2023 PURPA - Public Utility Regulatory Policies Act
RD – Resposta da Demanda
RDE - Resposta da Demanda em Emergência RE – Rivalidade Extrema
RTP - Real Time Pricing
TOU - Time Of Use pricing
USDE – United States Department of Energy VSS - Valor de Segurança do Suprimento
Capítulo 1
: Introdução
Introdução
A energia elétrica representa uma das mais importantes tecnologias que contribuíram de maneira revolucionária para o desenvolvimento socioeconômico e bem estar humano, transformando-se em setor essencial e estratégico para as sociedades modernas. A universalização do suprimento de energia trouxe desenvolvimento social e ganhos de qualidade de vida à população, com a massificação da iluminação pública e privada, da refrigeração, do acesso à água tratada, transporte de massa, telecomunicações, além da ampliação da disponibilidade de serviços comerciais, educacionais e de saúde.
A importância econômica da energia elétrica viabilizou inovações tecnológicas que tornaram viável sua produção e distribuição em larga escala, de início sob domínio de monopólios privados e, posteriormente, como um setor integrante da infraestrutura de sociedades modernas o que levou à intervenção estatal através de políticas de estatização ou regulação do setor elétrico, visando acelerar seu desenvolvimento e universalização. O caráter de essencialidade da energia elétrica fez que essa intervenção se desse para coordenar o planejamento da expansão da capacidade de suprimento, frequentemente em patamares muito superiores ao demandado pela sociedade em dado momento.
Mais recentemente, essa intervenção na regulação do setor elétrico passou a considerar outros objetivos além da segurança do suprimento de energia e modernização das operações dos serviços de infraestrutura, ganhando importância o aumento da competitividade e da eficiência energética e econômica, bem como aspectos de ordem ambiental frente ao impacto de combustíveis fósseis sobre o clima, o que abre espaço para a inovação tecnológica (BORENSTEIN, 2005). Nesse cenário, várias opções tecnológicas de geração e de controle da rede de distribuição de energia vêm
sendo avaliadas e implantadas, especialmente em países dependentes de importação de insumos energéticos, ou com objetivos que consideram aspectos de natureza estratégica e ambiental.
Vários países adotaram reformas institucionais que visavam diminuir o papel do estado nas atividades de produção e comercialização de energia elétrica, com a introdução de mecanismos de formação de preços, inclusive em tempo real, viabilizada pela introdução de recursos de rede inteligente. Tais reformas supunham que a comercialização de energia e formação de preços aconteceria de maneira autorregulada, sendo as condições de escassez de suprimento refletidas adequadamente nos preços que, por sua vez, influenciariam o nível da demanda no curto prazo e guiaria investimentos em capacidade adicional de suprimento a patamares eficientes no longo prazo.
Entretanto, a maioria das experiências internacionais nesse sentido apresentou resultados insatisfatórios (BELYAEV, 2011), devido a investimentos insuficientes em capacidade adicional de geração, redução da segurança do suprimento, elevação de preços, desarranjos estruturais do mercado e racionamentos. Como resultado, tais iniciativas de liberalização foram ao menos parcialmente revertidas e os governos voltaram a intervir no funcionamento do setor elétrico visando à redução da volatilidade de preços e a adoção de medidas relacionadas à segurança do suprimento.
Uma análise do serviço de suprimento de energia elétrica, focada nas suas características de rivalidade e excludibilidade do consumo é essencial para lidar adequadamente com a provisão de segurança do suprimento. Novos recursos disponíveis aos administradores de sistemas elétricos com a adoção de redes inteligentes de energia (smart grids) trazem maneiras mais eficiente de garantir a segurança do suprimento, sem depender da realização de constantes investimentos em capacidade excedente de suprimento.
Sobretudo parece oportuno considerar o potencial da tecnologia de redes inteligentes na garantia da segurança do suprimento no contexto do setor elétrico brasileiro dada a autorização regulatória para a inclusão de tecnologias digitais à rede, contudo sem definir um rol de capacidades mínimas de comunicação remota de medidores, nem um padrão ou protocolo de comunicação a ser observado, nem uma meta temporal ou quantitativa de instalação de redes inteligentes. É importante explorar e identificar, as funcionalidades desejáveis nos equipamentos, antes da ampla adoção de tais tecnologias e dos massivos investimentos na aquisição e instalação de equipamentos
de rede inteligente que venham a ser adotados, de forma a permitir ganhos de eficiência e economias operacionais.
Assim, no presente trabalho pretende-se investigar se, consideradas as características únicas da eletricidade, a adoção de novas tecnologias de rede inteligente (smart grid) poderia viabilizar um nível adequado de segurança do suprimento de energia elétrica, sem depender-se de constantes investimentos em expansão da capacidade de suprimento, a qual passaria a ocorrer de acordo com a demanda do mercado e não induzida por agente planejador central.
Espera-se que o presente trabalho possa contribuir para que os reguladores implementem mecanismos para que os diversos agentes do setor elétrico possam coordenar de maneira mais eficiente a produção e o consumo de energia elétrica em patamares adequados para a continuidade e segurança do suprimento, com investimentos adequados na expansão da capacidade de suprimento e a racionalização do consumo sem a constante intervenção governamental. Espera-se, também, que os resultados possam contribuir para a diversificação da matriz energética e a inovação tecnológica, o aumento da concorrência, a redução dos impactos ambientais e sociais associados à uma expansão excessiva das necessidades energéticas.
Capítulo 2
:
Revisão da literatura
Revisão da literatura
A indústria de energia elétrica se distingue dos demais setores da economia por produzir um insumo essencial para toda a atividade econômica. Ela é associada a investimentos intensivos em capital, com extensos prazos para recuperação de investimentos, à sofisticação tecnológica e investimentos com riscos elevados, com papel importante na determinação do nível de atividade econômica, na balança comercial e nos mercados de câmbio com reflexos diretos na qualidade de vida e nível de pobreza de um país.
Em função da importância econômica e social da eletricidade, com os estados cada nação, formou-se o consenso de que as regras de mercado não seriam capazes de resolver satisfatoriamente a questão da regulação e suprimento, especialmente pela presença de monopólios naturais, o constante risco de cartelização e outras possibilidades de monopolização em decorrência das barreiras à entrada da concorrência. Outro aspecto considerado para justificar a intervenção governamental é que a produção e consumo de energia também causa impactos (externalidade negativas como poluição). Há a necessidade de formação de reservas estratégicas e a coordenação de mercados, especialmente do ponto de vista informacional (WU, 2010).
2.1) A restrição tecnológica para o suprimento de energia elétrica
Por exigência tecnológica a energia elétrica é produzida e injetada no grid por todos os produtores e retirada por todos os consumidores, sem contratos e relação direta entre ambos, o que torna esse mercado diferente dos demais. Uma das maiores dificuldades associadas à desregulamentação de mercados tem origem nessa exigência tecnológica. Ainda, há outras restrições tecnológicas relevantes, como a necessidade de constante equilíbrio entre produção e
consumo instantâneo e a ausência de estoques. Essa restrição tecnológica implica na necessidade técnica de manter permanente capacidade de suprimento superior à demanda, sob pena de colapso do sistema. Observa-se que os demais bens econômicos não exigem que a demanda e a produção sejam constantemente ajustadas, pois se produzidos em nível superior à demanda podem ser estocados ou descartados. Nos mercados em geral a produção em nível inferior à demanda fará com que alguns consumidores sejam atendidos e outros não (GRIFFIN & PULLER, 2005).
No modelo convencional de organização do suprimento de energia elétrica a segurança do suprimento no longo prazo exige a capacidade de prever os níveis de consumo futuro e coordenar investimentos em nível adequado no presente de forma a garantir que exista capacidade de suprir todo o consumo com uma sobra estrutural confortável. Assim, para viabilizar a segurança no suprimento de energia, deve ser observada a seguinte restrição:
Consumo Total Instantâneo + Margem de Segurança < Produção Total Instantânea (1)
Assim, a segurança do suprimento na presente análise refere-se tão somente à existência de capacidade instalada de geração em quantidade suficiente para atender o mercado, sem a realização de racionamentos ou blecautes parciais. A literatura também denomina como “adequação do suprimento” o conjunto de medidas que podem ser adotadas para garantir que essa restrição seja observada e inclui outros aspectos como planejamento de reservas, a disponibilidade de adequada capacidade operacional e adequada capacidade total. Outros fatores complementam a questão da segurança do suprimento do ponto de vista da qualidade do suprimento, numa ótica de curto prazo e de natureza puramente operacional, que estão sendo desconsideradas na presente análise como a disponibilidade de recursos de ajuste de voltagem, alívio de congestionamento e ativos de geração disponíveis para ajustes, spinning reserves e ativos de reserva para substituição (OREN, 2003).
2.2) Segurança do suprimento
Vários fatores podem se conjugar para ameaçar a segurança do suprimento, tanto do lado do consumo quanto da produção, que podem resultar de erros de planejamento, ausência de monitoramento de mercados e acidentes. Um determinado sistema elétrico funcionando sob regras
convencionais, com forte regulação estatal e preços regulados e um sistema elétrico que passou por um processo de liberalização, com reduzida regulação estatal, preços livres e recursos de rede inteligente disporão de diferentes mecanismos e recursos para garantir a segurança no suprimento.
2.2.1) Segurança do suprimento no longo prazo no modelo convencional
Ao longo do século XX, a constante expansão da capacidade de suprimento se dá através de investimentos coordenados pelo estado, conforme avaliação e projeção por parte de um órgão governamental quanto à demanda futura, através da contratação direta de novos empreendimentos de geração, frequentemente estabelecendo sistemas de remuneração garantida ou contratação garantida.
O aumento da oferta de energia elétrica se dá através de uma série de investimentos na capacidade de geração de energia, em linhas de transmissão e distribuição e na infraestrutura de apoio para operação e otimização da rede.
A capacidade excedente de geração de energia elétrica destaca-se dentre as principais razões que justificariam a regulação e coordenação do setor, pois desde os tempos pioneiros de Edison e Morgan, Tesla e Westinghouse, a preocupação das concessionárias de serviços de energia foi atender à demanda total e assegurar a existência de um suprimento confiável e em constante expansão, para atender à crescente demanda. As flutuações horárias, diárias e sazonais nos níveis de demanda eram dados como algo irrelevante aos consumidores e fora do alcance das concessionárias, a quem caberia apenas aumentar constantemente a capacidade de geração, investindo em unidades que iriam operar apenas no horário de pico ou até mesmo apenas alguns dias por ano (SPEES E LAVE, 2007).
O funcionamento desse mercado é atípico em relação aos demais, pois é necessário que a produção seja cuidadosamente regulada em sua dimensão operacional, o que limita estratégias de concorrência além de se apoiar num arranjo de empresas monopolistas. Mesmo que existam empresas monopolistas no segmento de geração de energia elétrica, tais monopolistas não possuem o mais elementar poder de definir o quanto será produzido, no curto prazo. A estratégia de constante expansão da capacidade de geração e suprimento é estabelecida, portanto, sem uma sinalização de preço de mercado, que aumenta o risco de serem feitos investimentos em patamares inadequados em decorrência de erros de projeção da demanda ou de planejamento da expansão da oferta.
O problema da determinação pelo regulador do ritmo ótimo de expansão da capacidade de suprimento teve diversas abordagens ao longo do tempo (CHOI e THOMAS, 2012) e desde o início dos anos 1970 têm sido desenvolvidas diversas abordagens (ANDERSON, 1972), combinando modelos lineares (BESSIERE, 1970), não lineares, determinísticos e estocásticos. Tais modelos visavam não somente estabelecer o tipo, capacidade e data de entrada de operação ótima das novas plantas de geração, mas também otimizar o funcionamento do sistema, baseando-se numa visão de que a demanda de eletricidade, preço de combustíveis e tecnologia eram determinadas exogenamente.
No contexto de desregulamentação e reestruturação dos setores elétricos ao final da década de 1990, os modelos de equilíbrio de mercado passaram a ser mais utilizados para estabelecer os parâmetros ótimos de expansão da capacidade do sistema (CERISOLA E OUTROS, 2009). A principal característica desses modelos é que o preço e a demanda eram estimados endogenamente (MURPHY E SMEERS, 2005).
Modelos mais recentes sofisticaram essa análise ao incluir metas de emissão de CO2 e
respectivas tecnologias verdes (SIRIKUM E TECHANITISAWAD, 2006) como restrições aos modelos estabelecidos regulatoriamente (ELKAMEL E OUTROS, 2009). Outros modelos de otimização da expansão da capacidade de suprimento incorporam métodos desenvolvidos em outras áreas do estudo de energia (LEVIN E OUTROS, 2011) para avaliar a transição de sistemas de geração de fontes convencionais para fontes renováveis (DAGOUMAS E OUTROS, 2007). Há modelos que comparam diferentes portfólios de geração e impactos econômicos, comparando a abordagem convencional e aquela definida em políticas públicas, assumindo que todos os parâmetros relevantes (inclusive demanda) são os mesmos em ambos os cenários. Também existem modelos (LINARES E OUTROS, 2006) que utilizam a demanda de energia e sua resposta ao preço definida endogenamente em diferentes cenários de implantação de políticas públicas (KO E OUTROS, 2010).
Apesar de parecer ser de extrema importância uma governança efetiva em nível nacional, crescem evidências de sua insuficiência porque a indústria de energia, os mercados de energia e os impactos ambientais da produção de energia tem cada vez mais se internacionalizado, atingindo níveis regionais e até globais. Da mesma forma, empresas do setor de energia têm se internacionalizado, mercados de petróleo já são globais, mercados de gás natural já são transnacionais e redes de suprimento de energia elétrica já ultrapassam fronteiras nacionais (WU,
2013), o que representa desafios adicionais aos encarregados de planejar os investimentos em expansão da capacidade de suprimento.
2.2.2) Segurança do suprimento no longo prazo com precificação dinâmica
A adoção de tecnologias de rede inteligente possui o potencial de promover uma profunda transformação na forma que se organiza a indústria de energia elétrica, em suas dimensões institucional, econômica e operacional. A liberalização do mercado se baseia na suposição de que a energia elétrica é uma mercadoria, uma commodity totalmente indiferenciável, com unidades idênticas, facilmente mensuráveis e precificadas que permite sua negociação em grandes lotes (KIRSCHEN, 2003), aumentando a eficiência na sua produção e comercialização. Esses processos de liberalização ou desregulamentação1 de mercados frequentemente pressupõem a adoção de tecnologias de rede inteligente, especialmente se os mecanismos de mercados envolverem escolhas do consumidor final.
Em modelos baseados em smart grid e precificação dinâmica da energia elétrica, supõe-se que o sistema de preços reflita de maneira adequada e com a antecedência necessária a escassupõe-sez do suprimento, estimulando a redução de consumo e indicando a oportunidade de investimentos para a obtenção de lucros com os preços elevados. A reação dos consumidores e dos produtores aos preços elevados evitaria que ocorressem situações críticas de suprimento. Esse sistema fornece um mecanismo de preços que permite balizar os investimentos em expansão da capacidade de suprimento, tornando o superior ao modelo convencional de organização do mercado de suprimento de energia elétrica
Entretanto, apesar de existir adequada sinalização de preços, ainda existe o risco de não serem feitos investimentos necessários. Mesmo que o aumento do consumo leve a um novo patamar de preços, não é assegurado que tais preços sejam suficientes para estimular investimentos no ritmo necessário. O aumento de preços pode não ser suficiente para atrair investimentos em nova capacidade de suprimento, seja porque existem barreiras à entrada de concorrentes, seja
1 Usualmente desregulamentação não significa abolir completamente a regulação, sendo que é entendimento dominante de que
algum grau de regulação é necessário e desejável, apesar de economistas como Posner já ponderarem desde a década de 1970 que as perdas de ineficiência associadas ao abuso do poder de monopólio não regulado sejam menores que as perdas de eficiência, os custos de transação e os custos indiretos de um monopólio regulado. Pode ser considerado que diversos processos de desregulamentação tiveram resultados inferiores ao esperado por terem sido conduzidos de maneira inadequada na fase de implantação, quando da definição de responsabilidades e oportunidades, levando a sérios problemas de agente-principal e rent
porque fontes de geração mais baratas já foram exploradas e novos empreendimentos não são viáveis mesmo com os novos preços mais elevados. Dado o risco das elevações de preços todos os países que passaram ou pretendem passar por processos de desregulamentação de mercados devem possuir eficientes estruturas de fiscalização e monitoramento de mercados para detectar e intervir em casos de abuso de poder econômico (TWOMEY, 2005).
Também existe o risco de preços mais elevados não serem suficientes para induzir uma resposta suficientemente intensa e rápida dos consumidores para que reduzam seu consumo. Esse risco fica mais evidente dada a baixa elasticidade-demanda do consumo de energia em relação ao preço, considerados os patamares de preços praticados e os hábitos de consumo. Especialmente em mercados não maduros que apresentam elevadas taxas de crescimento, como o Brasil, o crescimento da produção pode se dar em ritmo inferior ao crescimento do consumo, sendo, portanto, elevada a probabilidade de colapso do mercado por incapacidade de geração (BELYAEV, 2011). Os riscos em sistemas liberalizados com smart grid poderiam ser minimizados com determinações regulatórias ou institucionais que exijam contratação de geração no longo prazo, viabilizando investimentos de longo prazo e assegurando preços em patamares razoáveis, adotando-se de maneira complementar medidas de resposta da demanda (YU E OUTROS, 2007). Apesar de investimentos em segurança do suprimento beneficiar a todos agentes do setor elétrico, tais investimentos podem ocorrer em patamares insuficientes a não ser que haja uma obrigação objetiva do operador por prevenir ou arcar com todos os prejuízos causados em caso de insuficiência de capacidade de suprimento (CHAO E PECK, 1998).
2.2.3) Resultados das experiências de liberalização de mercados
Numa revisão ampla dos processos de desregulamentação do setor elétrico conduzidos em diversos países verificou-se que (BELYAEV, 2011):
a) O processo de desregulamentação não foi uma tendência global nas últimas duas décadas, tendo cada país perseguido um arranjo individual, mas que de maneira geral se concentram nas seguintes abordagens:
i. Muitos países não desregulamentaram seus serviços e mantiveram sua indústria apoiada em concessionárias monopolistas, submetidas à regulação, sendo
frequente a permissão para que produtores independentes de energia se liguem à rede. Essa foi a solução adotada nos Estados Unidos, Canadá, França, Japão e em muitos países da Ásia e África;
ii. Dentre os que adotaram medidas de desregulamentação parcial, muitos optaram pelo modelo de “comprador único”, continuando a regular preços e a expansão da capacidade de suprimento, com destaque para Brasil, China, Índia e Coreia do Sul. São países que buscam manter tarifas moderadas, apesar de constante crescimento de seus mercados consumidores, constantes blecautes e a necessidade de construção de grandes plantas nucleares e hidroelétricas, intensivas em capital para atender ao ritmo de crescimento de seus mercados
iii. Países que adotaram medidas de desregulamentação de seus mercados de eletricidade: encontram-se em uma transição para um sistema de livre mercado, mais complicada e demorada do que esperado. Eles se encontram em diferentes estágios de liberalização, mas nenhum deles ainda concluído, como em países do norte europeu.
b) Problemas de investimento na expansão da capacidade de suprimento são um aspecto essencial para a organização dos sistemas elétricos:
i. Países em desenvolvimento: usualmente sofrem de falta de capacidade de suprimento em razão das altas taxas de crescimento do mercado consumidor e das dificuldades associadas à atração de capital privado para financiar a expansão. A abordagem para esse tipo de dificuldade usualmente é a de monopólios regulados, em que os investimentos na expansão da capacidade de geração são remunerados por uma taxa de retorno estabelecida regulatoriamente e contratos de longo prazo (China) ou através de leilões para a construção de novos empreendimentos sob a lógica de “comprador único” (Brasil). Investimentos típicos de mercados competitivos só quando existe gás natural abundante e barato ou em plantas de ciclo combinado (Chile);
ii. Países desenvolvidos: quando há abundância de gás natural barato não existem problemas associados a investimentos na expansão da capacidade de suprimento, desde que se aplique a lógica de regulação do preço de suprimento. Por
essa razão a França e Japão mantiveram sistemas baseados em regulação e a Coreia do Sul avançou até o modelo de comprador único.
c) Preços de atacado se elevaram após a desregulação de mercados: seja pela perda de economias de escala, pelo aumento de custos administrativos ou pela ausência de concorrência efetiva e abuso de poder de mercado. Essa tendência se verificou nos Estados Unidos, Noruega e Suécia e Alemanha.
d) Efeitos adversos da desregulamentação:
i. Queda na confiabilidade da capacidade de suprimento (Califórnia e Brasil 2001, New York e Europa 2003, Moscou em 2005 e Texas em 2006);
ii. Volatilidade extraordinária e imprevisibilidade dos preços spot em mercados de atacado, prejudicando sensivelmente o planejamento de médio prazo dos agentes; iii. Lucros extraordinários das empresas geradoras e comercializadoras, tendo em
vista a disparidade de preços de custos de suprimento e preços praticados nos mercados de atacado.
Mesmo nos Estados Unidos, as iniciativas relacionadas à implantação de redes elétricas inteligentes somente encontra-se em estágio avançado no Texas, Michigan e Califórnia e tem como principal objetivo a redução da demanda no horário de pico e o aumento da eficiência energética (USDE, 2009).
Reformas no sentido de maior liberalização do mercado de energia elétrica, crescente integração e internacionalização de suprimento especialmente na Europa, mas também na Ásia, e a integração de tecnologias de geração renováveis são fatores que estão contribuindo para o desenvolvimento de uma infraestrutura mais descentralizada e inteligente (SCHLEICHER-TAPPESER, 2012).
2.2.4) Perspectivas atuais da implantação de smart grids e a segurança do suprimento
A implantação de redes inteligentes Brasil ainda é embrionária, sendo que somente em 2010 o Ministério de Minas e Energia (MME) criou um grupo de trabalho específico para implantação de um Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente – “Smart Grid”2. Em agosto
e 2012 a ANEEL estabeleceu parâmetros para sistemas de medição inteligente de unidades consumidoras do Grupo B para viabilização da cobrança de “tarifa branca” que é um tipo de tarifa de base horária, mas não foi estabelecido nenhum parâmetro para uma Infraestrutura de Medição Avançada - IMA, haja vista a inexistência de um plano nacional de substituição dos 67 milhões de medidores convencionais instalados no Brasil (DAVID, 2013).
Existem projetos pilotos sendo desenvolvidos no Brasil e que estão sendo monitorados pela ANEEL, como investimentos de algumas concessionárias com projetos pilotos de smart grid (PASCALICCHIO, 2010). O mercado livre de energia continua restrito aos grandes consumidores de energia elétrica e não se expandiu na década de 2010. O Plano Decenal de Expansão de Energia 2023 - PDE 2023 aponta a necessidade de investimentos da ordem de 7.000 MW/ano ao longo da próxima década para evitar-se o colapso do sistema. Tal expansão da capacidade de suprimento equivale à inauguração de uma usina de Itaipu a cada dois anos, ao longo dos próximos dez anos somente para fazer frente à expansão da capacidade de suprimento projetada.
Na União Europeia foi determinado em 2009 que os países membros iniciassem a avaliação da conveniência de adoção de smart metering (Diretiva 2009/72/CE)4 e que avaliassem a conveniência da substituição de 80% dos medidores atuais por medidores eletrônicos até 2020. Essa iniciativa se insere no âmbito do plano europeu 20/20/20 que visa obter a redução de 20% do consumo energético e gerar 20% da energia por fontes alternativas até 2020.
A iniciativa europeia foi tomada no âmbito comunitário e se deu visando especialmente obter ganhos ambientais e permitir a incorporação de geração por fontes alternativas que também aumentem a segurança no suprimento, não sendo prioridade ganhos com a redução de custos e tarifas ou a liberalização de mercado, objetivo este já atingido na totalidade. Cabe notar que alguns países europeus já haviam tomado a iniciativa de adoção de tecnologias antes da decisão comunitária, sendo que a Itália e Noruega já haviam substituído a totalidade de seus medidores por modelos eletrônicos em 2011, enquanto Dinamarca, Finlândia, Holanda e Islândia ainda não completaram a substituição mas já encontram-se em fase adiantada.
Os sistemas europeus estão cada vez mais integrados e apoiados em smart grids com foco em aumentar a eficiência e a confiabilidade da rede, bem como forma de incorporar pequenas fontes intermitentes de geração distribuída, como solar e eólica. Apesar dos grandes blecautes ocorridos em 2003 (Itália) e 2006 (Alemanha, França, Bélgica, Itália, Portugal, Espanha e Áustria,
Croácia e Holanda em menor escala) as iniciativas em termos de cibersegurança do grid ainda são incipientes, apesar de grandes ciberataques terem alvejado a Europa em 2007 (Alemanha e Reino Unido) e 2008 (França, Bélgica Lituânia, Estônia). Estima-se que desde o ano de 2010 muitos ataques tenham sido verificados e não foram reportados pelo temor da opinião pública quanto à confiabilidade do sistema (PEARSON, 2011).
A experiência da Itália com investimentos em uma infraestrutura de medição avançada (IMA) envolveu a instalação de medidores que permitem um fluxo bidirecional de comunicação, sendo que os medidores de uso residencial custam aproximadamente 70 euros, enquanto os mais sofisticados de uso industrial custam 450 euros (FARUQUI e OUTROS, 2010). A substituição de medidores antigos na Itália por medidores inteligentes com vida útil de 20 anos custou 2,1 bilhões de euros e estima-se que os mesmos geram uma economia anual de 500 milhões de euros, em especial pela:
(i) Redução de 70% dos custos de aquisição e logística, (ii) Redução de 90% dos custos de operações em campo, (iii) Redução de 20% em custos de serviços ao consumidor e
(iv) Uma redução de 80% na perda de receita decorrente de furtos e falhas de medição.
A carga de grandes consumidores industriais associada a programas de resposta da demanda do tipo “suprimento interrompível” na Itália correspondente a 65% da capacidade do sistema e essa carga pode ser remotamente desligada em situações de emergência (TORRITI E OUTROS, 2010).
Como um dos efeitos da desregulamentação e implantação parcial de concorrência no mercado nórdico de energia, constata-se uma redução da margem entre a capacidade instalada e a produção máxima de energia, o que indica a existência de menos ativos ociosos. A redução de tal margem indica também riscos mais elevados de incapacidade de suprimento em dias de elevado consumo, especialmente no inverno (BARSTUSCH E OUTROS, 2011). As dúvidas quanto à segurança do suprimento levaram à edição de uma lei que obriga o operador do sistema de transmissão sueco a assumir a responsabilidade pela contratação de potência de reserva entre 2003 e 2011. Essa metodologia está atualmente sendo revista para que a contratação de tal reserva não
se dê com base na aquisição governamental, mas mediado através de um sistema de preços, complementado por uma estratégia de resposta da demanda que induza a redução do consumo residencial no horário de pico, o que contribui para a necessidade de menores reservas, contexto no qual tem se inserido a implantação de uma IMA.
Para atender às metas estabelecidas em 2009 pela União Europeia quanto à geração de energia elétrica, a Holanda projeta que a energia gerada por fontes alternativas deve corresponder a 40% da capacidade de geração até 2050, capacidade esta ser provida de maneira descentralizada e através de micro geração em nível residencial (NIESTEN, 2010). Entretanto, tal percentual de geração descentralizada pressupõe a instalação de uma infraestrutura de smart grid que seja capaz de gerir de maneira eficiente tais montantes de energia naturalmente mais intermitente que as fontes convencionais. A política tarifária recente na Holanda visando estimular a eficiência no suprimento de energia à sociedade redundou em uma queda dos preços. Tais tarifas reduzidas podem ter contribuído para retardar investimentos pelas concessionárias em reforço da rede, o que comprometeu a qualidade da rede.
Na Holanda (GEELEM E OUTROS, 2013) há experiências de consumidores residenciais que organizaram-se em cooperativas para produção local de energia elétrica em unidades de microgeração, balanceando a produção e consumo visando maximizar o uso da energia produzida localmente, minimizando a dependência do grid. As formas pelas quais os consumidores podem influenciar o gerenciamento do sistema de suprimento envolvem as seguintes tecnologias:
(i) Microgeradores,
(ii) Sistemas de armazenamento de energia, (iii) Utensílios domésticos inteligentes, (iv) Medidores inteligentes,
(v) Preços variáveis de energia e contratos,
(vi) Sistemas de monitoramento e controle do uso de energia.
A perspectiva de uso mais intensivo de energia na primeira metade do século XXI no Reino Unido, em especial em decorrência de veículos elétricos, pode levar o carregamento do pico de consumo a ser duas ou três vezes maior que os patamares atuais, o que estima-se implicará em investimentos de 36 bilhões de libras esterlinas somente para reforço das linhas de distribuição para
fazer frente a tal demanda (PUDJIANTO E OUTROS, 2012). Nesse contexto o smart grid e controle da demanda podem desempenhar um papel relevante na redução de tais investimentos através da coordenação dos horários de reabastecimento de veículos elétricos e dos sistemas residenciais de ciclo-combinado de aquecimento.
Uma hipótese para a falta de investimentos privados em capacidade adicional de geração pós-desregulamentação no Reino Unido é que não havia escassez de energia suficiente para gerar preços elevados o suficiente no mercado spot que remunerassem os investimentos em capacidade adicional de pico, aquela que funciona poucas horas por dia, o que limita sua possibilidade de gerar faturamento. Num ambiente desregulamentado o fato de haver abundante capacidade de suprimento num período, com baixos preços, torna-se um fato inibidor de atratividade de investimentos em capacidade adicional, o que pode redundar em escassez no período seguinte, em decorrência de altas taxas de crescimento ou da retirada de ativos (JOSKOW, 2003).
O desenvolvimento de aplicações de smart grid na China se iniciaram mais tardiamente que nos Estados Unidos e na Europa. O uso de fontes de energia renovável ainda é muito limitado, mas o 11º Plano Quinquenal trouxe a previsão de grandes investimentos em três áreas de tecnologias avançadas de energia: (i) gaseificação de carvão, (ii) sistemas fotovoltaicos de grande porte (MW) conectados ao grid e (iii) sistemas de geração termo-solar. O plano prevê também que se iniciem estudos para a transformação da rede de distribuição em um smart grid, que privilegie sistemas de grande capacidade e longa distância (no que difere da abordagem europeia), redução de perdas e alta performance (PENG E YAN, 2011).
Na China, a implantação de tecnologias de smart grid visa o aumento da eficiência do setor elétrico e o provimento de uma infraestrutura tecnológica que permita a integração de veículos elétricos como variável importante de consumo, armazenamento e produção de energia e que, além disso, viabilize crescimento dos centros urbanos.
Na Coreia do Sul os smart grids têm foco na eficiência energética, enquanto no Japão, estuda-se a implantação do smart grid em larga escala através da integração do suprimento de energia elétrica e de recursos de telecomunicação, integração de geração por fontes renováveis e o controle de demanda (PENG E YAN, 2011).
O desenvolvimento de smart grids nos Estados Unidos da América é mais recente do que a experiência europeia, com investimentos iniciados em larga escala apenas em 20093. O sistema
elétrico norte-americano é composto por 9200 unidades de geração interconectadas por mais de 480.000 quilômetros de linhas de transmissão (KRISHNAMURTI E OUTROS, 2012). As oportunidades de ganhos de eficiência são consideráveis pois, por exemplo, 15% de toda capacidade de geração da costa Atlântica é utilizada somente em 1% do tempo, para atender a demanda de pico, que espera-se reduzida com o avanço da rede inteligente e do desenvolvimento de programas de resposta da demanda.
O avanço de sistemas de precificação em tempo real, pode reduzir substancialmente os custos das distribuidoras locais pois elas adquirem a energia no horário de pico a preços de mercado no atacado, sem repassar aos consumidores tais custos extraordinários (91% dos consumidores norte-americanos pagam tarifas fixas de energia, sendo que a demanda residencial nos horários de pico é de 50% a 100% mais elevada que durante a madrugada, quando a energia é mais barata).
Apesar dos potenciais ganhos muitas concessionárias têm enfrentado resistência e protesto de seus consumidores por temores de aumento dos gastos mensais com energia, preocupações referentes à privacidade dos dados residenciais e até mesmo temores associados à segurança das emissões de radiofrequência dos medidores eletrônicos.
O American Recovery and Reinvestment Act (ARRA) de 2009 representou um massivo fundo de investimento para financiar projetos inovadores, direcionando recursos para o desenvolvimento de padrões em sistemas complexos, em especial na definição de padrões para a transformação do grid americano na direção do smart grid (KAHIN e HILL, 2010). O desenvolvimento do smart grid norte-americano não tem apresentado a evolução esperada quando do estabelecimento do ARRA seja pelas próprias dificuldades de estabelecimento de padrões supostamente a cargo do NIST, seja pela resistência institucional e regulatória pela mudança de paradigmas.
Em sua maioria o sistema norte-americano opera com base em tarifas estabelecidas pelas autoridades regulatórias, com base em sistemas de regulação pelo custo, assegurada uma taxa de retorno ao investimento. Em várias regiões do oeste norte-americano a geração de energia solar fotovoltaica já é competitiva em termos de custo, dispensando subsídios para seu desenvolvimento.
Tais fontes de geração se utilizam do grid existente, mas o que é pago às concessionárias existentes apenas supre os custos diretos, mas não a perda de lucratividade decorrente da perda de consumidores convencionais para as fontes alternativas (KIND, 2013), o que indica um potencial desequilíbrio a ser objeto de atuação da entidade regulatória.
A experiência com a desregulamentação de preços nos Estados Unidos apresentou resultados adversos, com destaque para o colapso do sistema elétrico da Califórnia em 2000-2001 após a desverticalização das empresas e criação de um mercado de atacado de energia em 1998.
Desde os anos 1970 o sistema elétrico da Califórnia se desenvolveu através de empresas verticalmente integradas, com capacidade de suprimento abundante e que era negociado entre as diversas empresas através de uma grande rede de transmissão em corrente contínua que alcançava o Canadá e o México e tarifas que ao longo dos anos se mantiveram em patamares estáveis e até decrescentes.
Os choques do petróleo em 1973 e 1979 estimularam investimentos em geração baseada em gás natural e fontes renováveis. Em 1978 a mudança de política regulatória em decorrência do Public Utility Regulatory Policies Act – PURPA autorizou a entrada no mercado de Produtores Independentes de Energia, em sua maioria indústrias com plantas de cogeração e, em menor escala, empreendimentos de fontes renováveis, que passaram a injetar a energia da rede através de contratos de longo prazo de venda de energia para as concessionárias verticalizadas. Em 1992 o Energy Policy Act – EPA trouxe algumas novidades que estimularam ainda mais a participação dos Produtores Independentes de Energia no mercado de atacado, sempre através das concessionárias que revendiam a energia aos consumidores finais.
A transição para um mercado competitivo de energia começou efetivamente em 1998, após extensos debates entre as comissões reguladoras estaduais e a Federal Regulatory Commision – FERC , seguindo as iniciativas de Massachusetts e Rhode Island. Por volta do ano de 2000 outros dez estados já haviam aderido à iniciativa de liberalização do mercado de energia, com outros dez estados iniciando a transição para tal sistemática, enquanto todos os demais mantiveram-se sob o sistema convencional, rejeitando a desregulamentação (BELYAEV, 2011). A desregulamentação foi realizada sob a suposição de que levaria a uma queda generalizada de preços pois se observava, à época, que os grandes consumidores industriais que adquiriam sua energia no mercado atacadista o faziam a preços muito inferiores a tarifas reguladas. Essa diferença de preços era ilusória pois o mercado atacadista na verdade se limitava a venda da capacidade excedente e ociosa que as grandes concessionárias faziam para grandes consumidores industriais situados fora das fronteiras estaduais, fora de sua área de concessão, o que significa que as concessionárias podiam praticar preços diferentes daqueles estabelecidos pela agência reguladora. Os preços praticados nesse mercado interestadual eram inferiores àqueles que remunerariam adequadamente o funcionamento
da concessionária e que era cobrado do mercado normal das mesmas. Esses preços representavam apenas o custo de oportunidade da geração ociosa, ela era suficiente para remunerar os custos de combustível com a geração que estava ociosa (e sem receita) e alguma margem de lucro, mas não suficientemente alto para remunerar todos os outros investimentos e serviços de grid.
Aproximadamente metade da capacidade de geração que pertencia às três grandes concessionárias foram privatizadas (usinas a gás), ficando sob controle das antigas concessionárias as usinas nucleares, as usinas a carvão e a rede de transmissão e distribuição, além da obrigação de atender os pequenos consumidores através de preços regulados.
Alguns produtores independentes de energia continuaram operando na rede, sendo que em períodos de alta demanda a Califórnia dependia da importação de grandes quantidades de energia de estados vizinhos. Foram criadas empresas prestadoras de serviços auxiliares, uma entidade que representaria o mercado (day ahead e hour-ahead) onde ocorreriam as transações e um Operador Independente do Sistema (CAISO). O arranjo institucional permitia também a figura do revendedor4 de energia, que podia firmar contratos tanto com os produtores como os vendedores (BELYAEV, 2011).
Acreditava-se que a concorrência na geração seria forte e levaria o preço da energia no atacado a menos de 3 centavos/kWh. Para estimular investimentos os preços foram congelados nos cinco anos iniciais (1996-2001) no patamar de 6 centavos/kWh, permitindo a capitalização das empresas antes de ser liberada a concorrência e a redução de preços. Ao longo desse período nenhuma nova planta geradora foi construída e a demanda cresceu, o que resultou em um grande déficit energético no quente verão de 2000 que levou a um aumento drástico da demanda e uma queda da disponibilidade de água para as hidrelétricas, além da energia disponível para ser importada ter se tornado mais escassa.
Isso levou a uma alta sustentada de preços que culminaram a 150 centavos/kWh em dezembro de 2000, permanecendo os preços elevados na primeira metade de 2001, ao mesmo tempo em que o preço do gás natural subiu 2,5 vezes. Os consumidores pagavam o preço fixo estabelecido pelo regulador e não receberam estímulos para que reduzissem seu consumo, enquanto as concessionárias foram levadas à falência, pois não podiam repassar às tarifas a alta de preços no atacado.
Isso levou a uma crise com constantes blackouts e desligamentos deliberados de consumidores. Enquanto isso os demais operadores do mercado, em especial os revendedores, obtiveram lucros altíssimos (superiores a 350%) mesmo com a atuação da agência reguladora estabelecendo preços teto num esforço para minimizar as perdas das grandes concessionárias de distribuição.
O mercado de atacado deixou de operar em janeiro de 2001 e a desregulamentação do setor elétrico da Califórnia foi considerado um fracasso, retornando ao sistema de preço regulados no atacado. Investigações posteriores demonstraram que os aumentos no preço de curto prazo não decorreram somente da escassez do suprimento ou da demanda aquecida, mas de manipulações de agentes que deliberadamente desligavam plantas produtoras e linhas de transmissão provocando congestionamento e escassez que redundavam em aumentos de preços. As plantas geradoras geridas pelas concessionárias reguladas operaram todo o tempo em capacidade plena, não se beneficiando de tais estratégias.
A experiência da Califórnia em 2000 mostrou como a situação pode se deteriorar rapidamente numa situação de escassez de suprimento e o impacto que tal situação pode ter sobre a viabilidade financeira das concessionárias. A crise representou 30 horas de desligamentos ao longo de 6 dias, pela incapacidade de atender a 2% do mercado. Apesar de durar apenas 0,3% do ano ela representou o não suprimento de 1000 MW e uma perda econômica da ordem de 45 bilhões de dólares (VRIES E HAKVOORT, 2004). Situações como essas podem fazer com que bancos sejam reticentes no futuro quanto a emprestar os recursos para os investimentos necessários para a expansão da capacidade de suprimento. Isso pode levar a um nível de investimentos sub - ótimos, fazendo com que a segurança do suprimento fique ameaçada.
Uma das explicações mais comuns para o fracasso da desregulamentação do mercado da Califórnia é que a mesma não foi conduzida em um ambiente de abundância de capacidade de geração, se apoiou em empresas com grande poder de mercado e não havia facilidade de entrada de novas empresas no mercado. Tais condições teriam implicado em falta de confiabilidade do suprimento e preços elevados (WOO, 2001).
Uma revisão de outras experiências de desregulamentação que enfrentaram dificuldades – Noruega, Reino Unido e Alberta/Canadá – aponta que foi comum a redução da capacidade e insegurança sobre a confiabilidade do suprimento e alta de preços, especialmente em contextos de mercados com altas taxas de crescimento do mercado consumidor, com restrições ou obstáculos
ambientais à instalação de nova capacidade de suprimento e sem fontes nacionais de combustível (WOO E OUTROS, 2003).
À exceção da última condição, o racionamento de 2001 ocorrido no Brasil possui as mesmas características de ter ocorrido em um mercado com grande taxa de crescimento e com complexos processos de licenciamento ambiental, com empresas detendo individualmente grande poder de mercado.
Uma solução mais convencional para estimular investimentos em capacidade adicional de geração é estabelecer contratos de longo prazo (NEWBERY, 2002) especialmente sob a forma do modelo de comprador único, modelo que foi adotado no Brasil a partir de 2004 (comprador único em pool).
Após o colapso do mercado californiano, todos os estados que pretendiam desregulamentar seus setores elétricos desistiram de seguir adiante, com exceção do Texas. Os massivos blecautes de 2003 (Nova Iorque) e 2006 (Texas) envolveram sistemas que haviam passado por desregulamentação e contribuíram para interromper e eventualmente reverter iniciativas de desregulamentação que estavam em curso (BELYAEV, 2011).
Em 2006 a Califórnia editou o Global Warming Solution Act que pretende que até 2020 as emissões de gases de efeito estufa sejam reduzidos aos níveis de 1990 e que em 2050 sejam reduzidos a 80% do nível de 1990. Para atingir esse objetivo pretende-se entre outras medidas dobrar a capacidade de geração de energia do estado até 2050, eliminando geração de fontes fósseis cujas emissões não sejam compensadas, sendo que a legislação atual proíbe a construção de novas usinas nucleares enquanto não for solucionada a questão de onde alocar o lixo nuclear (TEJ, 2011).
Para atingir a meta é necessária uma profunda reforma no grid da Califórnia para melhor balancear suprimento e demanda e permitir a integração de fontes intermitentes, o que se daria através de um smart grid com grandes capacidades de armazenamento de energia integrados.
Estima-se que pelo menos 2% do território do estado seja destinado à instalação de painéis solares e turbinas eólicas e mais da metade das edificações sejam adaptadas para se tornarem mais eficientes energeticamente.
Para atingir o objetivo estima-se que o consumo pessoal de energia elétrica deve ser reduzido em torno de 20% através de mudanças comportamentais e alterações no estilo de vida (TEJ, 2011).
2.2.5) Resposta da demanda como alternativa para aumentar a segurança do suprimento
Uma forma complementar de prevenção de situações de suprimento críticas, que pode ser implementada tanto em sistemas elétricos convencionais como redes inteligentes, é recorrer a mecanismos de resposta da demanda (demand response) como alternativa a constantes investimentos em aumento da capacidade de geração (CAPPERS E OUTROS, 2012). Esses são mecanismos que visam reduzir de maneira ordenada a demanda em situações críticas de suprimento, sem as perversas e ineficientes consequências de blecautes parciais. A segurança do fornecimento obviamente não depende somente da capacidade instalada, mas de diversos outros fatores como limitação térmica, estabilidade da voltagem, estabilidade dinâmica e segurança do sistema. Em sistemas interconectados eventos como a perdas de ativos de geração ou transmissão em momentos de pico de consumo podem iniciar uma cascata de desligamentos. Em sistemas liberalizados isso pode decorrer de uma falha na alocação dos direitos de propriedade e responsabilidade de assegurar a segurança do suprimento.
Programas de resposta da demanda envolvem prévios acertos entre os consumidores e as empresas responsáveis pelo suprimento, prevendo a realização de desconexões em forma previamente contratada com os consumidores, mitigando as ineficiências associadas aos blecautes parciais.
Tais programas, entretanto, possuem alcance limitado para lidar com situações de desequilíbrio estrutural entre consumo e produção, tendo sido desenvolvidos para tornar mais racional a curva de carga, desestimulando ou impedindo o consumo em episódios de picos de consumo em determinados horários.
A eficiência de programas de resposta da demanda está associada à elasticidade-preço da demanda, o patamar absoluto de preço da energia e à adequada definição dos incentivos e penalidades. Além disso o regulador deve estabelecer a metodologia adequada de resposta da demanda que contribua para os objetivos de aumentar a confiabilidade de suprimento e represente oportunidades de ganhos aos que aderirem aos programas, se possível sem implicar em perdas às concessionárias (AALAMI, 2010).
De maneira geral, considerava-se que a interrupção do fornecimento aos consumidores era algo a ser evitado a qualquer custo, seja por causa de seus efeitos sistêmicos, seja por significar
indiretamente o fracasso no desenho do sistema. A aceitação dos consumidores quanto a programas de resposta da demanda podem variar bastante, mas é alta a tolerância dos consumidores com relação a frequentes acionamentos de mecanismos de controle direto de carga para desligamento de equipamentos de climatização (ETO E OUTROS, 2010), desde que tais desligamentos sejam de curta duração.
Apesar de estabelecidos desde a década de 1960, programas de resposta da demanda apresentaram relevante avanço desde a década de 1990, graças à maior disponibilidade de recursos de telecomunicações (CHEN E OUTROS, 2012):
Figura 1 – Evolução das tecnologias associadas a smart grid adaptada de (CHEN E OUTROS, 2012)
O potencial de tais programas para uma operação mais eficiente do sistema é bastante relevante. Nos Estados Unidos verificou-se que, quando as concessionárias ou os operadores do sistema identificavam elevações sensíveis do preço no mercado de atacado, pelo menos 66% das cargas que haviam aderido aos programas de serviço interrompível foram cortadas mesmo que não houvesse uma ameaça real à confiabilidade do suprimento, tão somente o sinal de preço elevado.
Mecanismos de resposta da demanda também geram benefícios difusos a toda economia (TEKINER-MOGULKOC E OUTROS, 2012), pois uma maior segurança do suprimento possui efeitos que ultrapassam os consumidores direitos de energia elétrica, sinalizando a oportunidade para investimentos de longo prazo em diversas áreas, afastando o risco de retrações econômicas por restrição energética.
Recursos de resposta da demanda são ainda mais relevantes em redes em que há grande participação de geração de energia de fontes renováveis, pois a imprevisibilidade da capacidade de
geração de fontes como eólica, solar etc. é compensada com a flexibilidade de redução do consumo, permitindo um ajuste adequado às variações na geração (FIGUEIREDO E MARTINS, 2010). Programas de resposta da demanda também facilitam o ajuste da carga em sistemas em que há grande participação de geração descentralizada, onde autoprodutores recorram com frequência à autogeração, arbitrando entre adquirir ou vender energia ao grid (SCHLEICHER-TAPPESER, 2012). Nesse contexto, os veículos elétricos podem representar uma complementação de tais estratégias de autogeração, pois podem ser utilizados como sistemas de reserva (WADE E OUTROS, 2010).
A literatura aponta que são esperados os seguintes ganhos decorrentes da adoção de programas de resposta da demanda (ALBADI E SAADANY, 2008):
a) Benefícios aos consumidores que aderem ao programa: eles recebem pagamentos diretos como incentivo à participação ou obtêm redução de custos com energia, com aquisição a preços mais favoráveis.
b) Benefícios aos consumidores que não participam dos programas de Respostas da Demanda incluem: redução do preço médio da energia pela redução nos preços no horário de pico, aumento da capacidade disponível e adiamento de investimentos em reforços de infraestrutura;
c) Aumento da confiabilidade do sistema: redução da probabilidade de blackouts, aumento da participação dos consumidores na gestão de recursos energéticos e diversificação dos recursos disponíveis para a garantia da confiabilidade do suprimento. d) Aumento da eficiência do mercado: através da redução do poder de mercado das geradoras, pois deixam de ser o único recurso em momentos de pico, minimizando seu poder de impor preços elevados em tais momentos. Também há um aumento de opções de suprimento aos consumidores e redução da volatilidade de preços.
Assim, a adaptação do consumidor aos programas de resposta da demanda pode ocorrer por redução no consumo energético em reação ao aumento de preços nos horários de pico, com o mero deslocamento do consumo de horários de pico para outros horários via autogeração de energia por sistemas off-grid em momentos de pico (WANG E KHANNA, 2011).
As abordagens predominantes de resposta da demanda (CAPPERS E OUTROS, 2012) são baseadas em aumentos de preço nos horários críticos (esquemas tarifários) e na redução
consumo em situações críticas (controle direito de carga). Os programas de resposta da demanda podem ser classificados em dois grandes grupos:
(i) Programas baseados em incentivos: a. Abordagem clássica:
i. Controle direto
ii. Suprimento interrompível b. Abordagem de mercado:
i. Oferta de redução da demanda ii. Emergencial
iii. Mercado de capacidade iv. Mercado de serviços ancilares (ii) Programas baseados em preços:
a. Tarifa de base horária b. Tarifa de pico crítico
c. Tarifa de pico crítico em dia extremo d. Tarifa de dia extremo
e. Precificação em tempo real
Os programas baseados em preços (ii) são aqueles que se apoiam na variação do preço da energia elétrica na suposição de que os consumidores irão alterar seus níveis de consumo em resposta a mudanças nas tarifas. Sistemas tarifários alcançam sua eficiência máxima se implementados em redes inteligentes, o que é essencial para a precificação em tempo real. A precificação em tempo real é uma solução ao problema da ausência de relação entre o preço no atacado e o preço no varejo que se verifica em sistemas convencionais, onde não há sinalização de preço em tempo real. Sem tal sinal os consumidores não são estimulados a reduzir o consumo no horário de pico ou em situações críticas de suprimento.
Sem tal sinalização, também, a demanda torna-se inelástica em momentos de picos de preço, o que é benéfico às empresas geradoras que podem obter receitas extraordinárias. Isso confere poder de mercado às geradoras para exigir preços elevados num mercado desregulamentado e sem contratos de longo prazo, obrigando as distribuidoras a adquirir grandes
