Jerson Kelman é Engenheiro Civil (1971) e Mestre em Engenharia Civil (1973) pela COPPE-UFRJ, e Ph.D. em Hidrologia e Recursos Hídricos (1976) pela Colorado State University. Professor de Recursos Hídricos da COPPE-UFRJ desde 1973. Pesquisador do CEPEL de 1976 até 1991, Diretor de Estudos e Projetos da SERLA-RJ (rios e lagoas), de 1991 a 1996 e consultor do Banco Mundial até 1999. Diretor-Presidente da ANA desde a sua implantação, em dezembro de 2000, até janeiro de 2005. É atualmente Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, membro do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e curador da Fundação Brasileira de
Desenvolvimento Sustentável (FBDS). Autor de mais de 100 artigos técnicos e de vários capítulos em livros especializados. Em 2003 recebeu o King Hassan II Great World Water Prize, por escolha do Conselho Mundial das Águas.
Tucci: 1. A energia assegurada das hidrelétricas no Brasil se baseia nos modelos estocásticos que você desenvolveu na década de 70-80, mas as séries têm mostrado características não-estacionária devido a variabilidade climática, uso do solo e retirada de água para outros usos. Em que sentido estas incertezas poderiam estar alterando o risco da produção energética brasileira?
Kelman: Não é fácil responder. Tenho mais dúvidas do que certezas. Começo reconhecendo que a hipótese básica dos modelos estocásticos utilizados no Setor Elétrico é de que efetivamente a série histórica de vazões seja oriunda de um processo estocástico estacionário na escala anual. E que diversos trabalhos têm questionado esta hipótese, pelas razões apontadas na pergunta, inclusive um estudo que você desenvolveu sobre as afluências a Itaipu. Se me recordo corretamente, esse trabalho mostrou um aumento do escoamento fluvial a partir dos anos 70, que poderia resultar da modificação do uso do solo na bacia, em particular a diminuição da evapotranspiração devido ao desmatamento e ao pisoteamento do solo pelo gado. Mostrou também um aumento de precipitação, possivelmente associado a uma flutuação climática (nenhuma relação com “mudança climática”).
Por sua vez, essa flutuação talvez tenha relação, como aponta Luiz Carlos Molion em recente artigo, com a oscilação interdecadal da temperatura superficial do Pacífico (ODP). O preocupante é que talvez o Pacífico esteja iniciando em uma nova fase fria, como a de 1947-76. Ainda segundo Molion, “as análises do período da fase fria da ODP mostraram que, de maneira geral, as condições climáticas não foram favoráveis para o Brasil. As chuvas e vazões se reduziram em cerca de 10% a 30% em todo o País, resultando em deficiência hídrica para abastecimento de populações e geração de energia elétrica, particularmente nas Regiões Sul e Sudeste”. Levando em consideração que a maior parte do armazenamento do Setor Elétrico encontra-se na região Sudeste, e que o período crítico dessa região ocorreu na primeira metade da década de 50, a hipótese de que possa ocorrer um novo período crítico não é muito animadora.
O que me faz lembrar da experiência do racionamento de 2001. Na ocasião, aprendi que o público em geral não está preparado para lidar com critérios de segurança energética que dependam de conceitos probabilísticos. Como explicar que, se o sistema é projetado para com uma confiabilidade hidrológica de 95%, por decisão do Conselho Nacional de Política Energética, então seja perfeitamente possível que num ano qualquer ocorra um racionamento? E que a probabilidade desse evento é 5%?
Politicamente é muito difícil reconhecer que por uma razão econômica a confiabilidade de um sistema vital para a sociedade não é 100%. Por outro lado, a sociedade entende que ninguém pode estar de fato 100% seguro já que qualquer mortal pode ser atingido por um raio. Portanto, o conceito de 100% de confiabilidade é entendido pelo senso comum como estar preparado para enfrentar situações razoáveis. No caso do Setor Elétrico, situações razoáveis são aquelas já observadas no passado. Foi exatamente esse o comportamento da imprensa com relação à hidrologia de 2001. Queriam saber se no passado já havia sido observado um ano tão seco quanto aquele. Lembro-me que não tive dificuldade de explicar que, no Nordeste, 2001 tinha sido efetivamente o pior do histórico. Mas fiquei desconfortável para explicar que, no Sudeste, 2001 seria apenas o quarto pior ano. Durante a ocorrência do “sinistro”, quando as sensibilidades estavam aguçadas, parecia uma temeridade não estar preparado para enfrentar o pior cenário.
Portanto, mais de três décadas após ter iniciado minha jornada pela Hidrologia Estocástica, continuo achando que se trata de uma ferramenta essencial para estabelecer cenários para simulação e otimização de sistemas hídricos. A não estacionariedade da série histórica pode ser enfrentada usando pesos diferentes para cada ano da série histórica, em função da circunstância climatológica. Eu mesmo já fiz isso (Kelman, J.; Vieira, A. M. & Amaya, J. E. R. - El Niño influence on streamflow forecasting. In: Stochastic Environmental Research and Risk Assessment, v. 14, 2000. p. 123-138. http://www.kelman.com.br/pdf/stochastic_environmental_research_and_risk_assessment.pdf).
Porém, para estabelecer critérios de segurança de abastecimento, é conveniente que se ressuscite, ao menos como um critério complementar, os velhos conceitos de energia firme e período crítico, cujas raízes foram lançadas por Rippl, em 1883. O que significa, na prática, que o sistema deve estar preparado para enfrentar, no mínimo, uma situação hidrológica como aquela observada na primeira metade da década de 50. Os interessados nas conseqüências práticas dessa iniciativa para o Setor Elétrico podem consultar: Kelman, J.; Kelman, R. & Pereira, M. V. F. - Energia Firme de Sistemas Hidrelétricos e Usos Múltiplos dos Recursos Hídricos. RBRH – Revista Brasileira de Recursos Hídricos, vol. 9, n. 1, jan. / mar. 2004. p. 189-198. http://www.kelman.com.br/pdf/Energia%20firme%20de%20sistemas%20hidrelétricos%20e%20usos%20múltiplos%20dos%20recursos%20hídricos%20-%20ABRH.pdf
Tucci : O sistema atual se baseia em séries do passado para estabelecer o preço de retorno dos empreendimentos, sem um maior incentivo a eficiência dos empreendedores durante a operação. Um empreendedor que desejar aumentar a eficiência de uma Usina vai verificar se o retorno é maior que o investimento. Em analogia, seria como economizar no pedido de refeição numa mesa de restaurante onde 500 pessoas vão dividir a conta. Quanto você imagina que o setor poderia ganhar em produção se fossem ampliado os indicadores individuais de eficiência?
Kelman: Uma usina hidroelétrica conectada ao Sistema Interligado Nacional pode vender em contratos de longo prazo qualquer quantidade de energia, desde que seja inferior à sua “energia assegurada”, definida como pelo acréscimo de carga que pode ser atendida devido à entrada da usina no Sistema. Em geral, esses contratos de longo prazo constituem o grosso do faturamento, que viabilizam o financiamento da construção da usina. Depois de alguns anos de operação, se o dono da usina decidir, por exemplo, trocar o conjunto turbina-gerador por um mais eficiente, poderá solicitar um acréscimo de sua energia assegurada. Caso consiga, aumentará o fluxo financeiro oriundo de contratos de longo prazo. Não é, portanto, um aperfeiçoamento que passa sem recompensa.
Creio que sua menção à conta de restaurante dividida por 500 pessoas refere-se ao funcionamento do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. É uma espécie de clube dos geradores hidráulicos. A cada mês, a produção do “clube” é repartida entre os “sócios” proporcionalmente à energia assegurada de cada um. Assim, se a usina consegue aumentar a sua energia assegurada, como no exemplo da troca do conjunto turbina-gerador, aumenta também a energia que lhe é alocada a cada mês. Se a energia alocada num determinado mês for maior do que a usina tiver vendido em contratos de longo prazo, a diferença pode ser liquidada no mercado de curto prazo, ao preço “spot”. Caso contrário, a usina tem que comprar a diferença nesse mercado.
Tucci: O preço do mercado spot é definido por um modelo operado pela ONS, não é intervenção demais num mercado que deveria ser livre?
Kelman: Efetivamente, adota-se para o preço spot uma aproximação do custo marginal de curto prazo - CMCP, calculado por um modelo matemático. CMCP é o custo de atender um kWh extra de demanda energética com as usinas existentes, sem expansão do parque gerador. Trata-se de um conceito criado pela teoria marginalista. A idéia é dar o sinal econômico para os consumidores de quanto custaria atender o próximo kWh. O uso ótimo dos recursos pressupõe que em média o CMCP se iguala ao CMLP, que é o custo marginal de longo prazo, calculado ao admitir-se a entrada de novas usinas. Se assim não for, a expansão do sistema estará ocorrendo em ritmo muito lento ou muito rápido.
Há outras possibilidades teóricas para a definição do preço spot, que já foram e estão sendo debatidas no Setor Elétrico. O importante é que a formação de preços no curto prazo influencie corretamente a decisão dos investidores e dos consumidores sobre a construção de novas usinas e a celebração de contratos de longo prazo.
Tucci - No ano passado os reservatórios estavam quase cheios e em 2008 tivemos um início de ano preocupante quando os reservatórios equivalentes baixaram muito. Isto não poderia indicar que o sistema está crescendo em capacidade, mas não em volume de regularização?
Kelman: Há pelo menos duas razões pelas quais os reservatórios esvaziaram tão rapidamente em 2007. Em primeiro lugar, na linha do que você sugere, as novas usinas tendem a ser fio d’água, por restrições ambientais, o que tem diminuído a capacidade de regularização. Veja-se o exemplo das usinas do Madeira. Por razões energéticas e econômicas seria razoável optar por uma única usina, em vez de duas. Não apenas para poder regularizar o rio, aumentando a energia assegurada, mas também para reduzir custos. Haveria, por exemplo, apenas um conjunto de vertedores, em vez de dois conjuntos. Mas a decisão foi por duas usinas a fio d’água.
Em segundo lugar, em 2007 em particular, ocorreu um desequilíbrio entre oferta e demanda de energia elétrica devido a uma série de empreendimentos que não se materializaram. Refiro-me, por exemplo, à energia elétrica que deveria vir da Argentina por meio de linhas de transmissão construídas especialmente para este fim, mas que não veio por conta da difícil situação energética daquele país. Ou ao gás que deveria fluir da Argentina e da Bolívia respectivamente para as usinas termoelétricas de Uruguaiana e Cuiabá, mas que não fluiu. Ou ao gás produzido ou comprado pela Petrobrás, que deveria estar disponível para as usinas termoelétricas, particularmente no Nordeste, mas que não estava. Nessa circunstância, as usinas hidroelétricas tiveram que produzir mais do que seria desejável, resultando num rápido esvaziamento dos reservatórios.
Tucci - . Como professor e pesquisador, nestes últimos 10 anos você foi para o governo, criou uma Agência como a ANA e tem enfrentado um grande desafio na ANEEL, como você resume as partes boas e ruins desta experiência? O futuro é o retorno para Universidade?
Kelman: Creio que o Brasil, ao contrário de muitos outros países em desenvolvimento, em particular na África, tem suficientes recursos humanos para dar um salto em direção à civilização. Salto esse que passa inescapavelmente por educação de boa qualidade para todos. O que nos falta são as instituições. É por isso que dediquei grande parte de minha vida profissional criando ou aperfeiçoando as instituições.
Como professor da COPPE-UFRJ, ensinei por muitos anos como resolver problemas difíceis. Mas, ao longo da vida, aprendi que freqüentemente nos perdemos resolvendo exatamente a problemas erroneamente enunciados. Quando sair da ANEEL, daqui um ano, tenho a intenção de ensinar também como enunciar os problemas a serem resolvidos. Pretendo fazer isso na Universidade e em qualquer outro ambiente em que essa experiência possa ser útil.