Os americanos costumam considerar a eletricidade um dado adquirido, até que as luzes se apaguem. A recente onda de frio e tempestade no Texas atraiu considerável atenção para o Electrical Reliability Council of Texas, ou ERCOT, a corporação sem fins lucrativos que gerencia o fluxo de eletricidade para mais de 26 milhões de texanos. Juntas, a ERCOT e organizações semelhantes gerenciam aproximadamente 60% do fornecimento de energia dos EUA.
De minha pesquisa sobre a estrutura da indústria elétrica dos Estados Unidos, sei que as regras estabelecidas por entidades como a ERCOT têm efeitos importantes nas escolhas de energia dos americanos. A atual falta de energia no Texas e em outros estados afetados destaca o delicado ato de equilíbrio envolvido no fornecimento de serviços de eletricidade seguros e confiáveis a preços justos e razoáveis. Também mostra como as características misteriosas dos mercados de energia podem ter grandes efeitos em momentos críticos.
Que haja luz
A era da eletricidade começou em 1882, quando a Edison Illuminating Company conectou energia a 59 clientes na parte baixa de Manhattan a partir de sua estação geradora de Pearl Street. A Edison foi a primeira empresa elétrica de propriedade de um investidor da América – uma empresa que gerava eletricidade, movia-a sobre linhas de transmissão e a entregava a clientes individuais.
O escopo e a escala das concessionárias de energia elétrica cresceram rapidamente a partir desse começo humilde, mas essa estrutura subjacente verticalmente integrada permaneceu intacta por mais de 100 anos. Cada concessionária detinha o monopólio do atendimento aos clientes de sua área e se reportava a uma comissão da concessionária, que informava à concessionária quais taxas ela poderia cobrar.
Uma vez que as concessionárias sabiam mais sobre seus custos e recursos do que qualquer outra pessoa, os reguladores tinham o encargo de decidir se a concessionária estava operando de forma eficiente. Os reguladores também determinaram se os custos que as empresas de serviços públicos propunham repassar aos clientes, como a construção de novas usinas de energia, eram justos e razoáveis.
As linhas ficam emaranhadas
As coisas se complicaram em 1996, quando a Federal Energy Regulatory Commission emitiu a Ordem 888, permitindo que os estados reestruturassem suas indústrias de energia elétrica para promover mais competição. Por meio de ações, ou inação, de legislaturas estaduais individuais, o mercado de eletricidade dos Estados Unidos foi fragmentado.
Alguns estados, principalmente nas regiões sudeste e oeste, mantiveram a estrutura verticalmente integrada. O resto do país mudou para uma estrutura de mercado em que os geradores competem para vender sua eletricidade.
As regiões criaram novas organizações independentes, conhecidas como operadores de sistema independentes ou organizações regionais de transmissão, para regular o fluxo de energia na rede. Nessas regiões, os geradores competem para vender sua eletricidade e organizações chamadas de monitores de mercado garantem que os geradores sigam as regras. Essa abordagem criou mercados de energia que priorizam a geração de eletricidade ao menor preço possível.
Um imperativo para manter os preços baixos
O que essas mudanças significam para os clientes de eletricidade em regiões com mercados de energia competitivos? As empresas que fornecem energia por meio de cabos para residências e empresas ainda precisam obter a aprovação de preços dos reguladores, mas o sistema funciona de maneira diferente para empresas que geram essa energia.
Os geradores oferecem sua eletricidade, geralmente a um determinado preço a cada hora, em centrais administradas por operadores de mercado como a ERCOT. Essas operadoras determinam quanta eletricidade é necessária nas regiões que atendem e escolhem os licitantes de menor custo para fornecê-la.
Se uma empresa geradora não for selecionada, ela perde a oportunidade de vender sua eletricidade durante aquela hora. E a venda de energia é a forma como os geradores geram receita para pagar por coisas como trabalhadores, usinas de energia e combustível. Isso significa que os geradores têm um incentivo para licitar o mais baixo possível e vender o máximo de eletricidade possível.
Os geradores no Texas enfrentam críticas agora que não estavam preparados para operar em temperaturas extremamente baixas. Mas considere os desafios enfrentados por dois geradores do Texas que são idênticos em todos os aspectos, exceto aquele que decide investir na preparação para o inverno. Essa empresa terá custos mais altos do que seu concorrente e pode ser forçada a apresentar propostas de preços mais elevados ao mercado, potencialmente perdendo oportunidades de vender sua eletricidade.
No longo prazo, a empresa que se prepara para o inverno pode ter mais dificuldade em se manter no mercado. Ele estaria mais bem preparado para as condições que afetam o Texas agora, mas teria um desempenho competitivo em condições mais normais.
Um regulador internacional sem fins lucrativos chamado North American Reliability Corporation conduz avaliações de confiabilidade semestrais para cada região da América do Norte, mas essas avaliações são tão boas quanto as premissas nas quais se baseiam. Se a avaliação não considerar eventos extremos, o regulador não pode determinar se um sistema de energia está pronto para eles.
Após uma onda de frio anterior em 2011 que levou a cortes de energia, os reguladores federais identificaram opções para preparar o sistema elétrico do Texas para o inverno, mas a ERCOT não exigiu que as empresas de energia as realizassem. Outras regiões podem valorizar a resiliência de forma diferente. Por exemplo, a ISO-New England lançou um programa em 2018 que compensa os geradores por fornecer capacidade adicional quando o sistema é afetado.
A força de um mercado de geração competitivo é que cada gerador pode decidir por si o que o torna sustentável no longo prazo. Essa também é uma fraqueza do mercado.
O que vem por aí para o Texas?
Assim que a energia for restaurada em todo o Texas, os legisladores estaduais e federais terão que lidar com várias questões difíceis para reduzir a probabilidade de falhas como essa.
Primeiro, preparar o sistema de energia para tempestades severas representa um valor para os consumidores de eletricidade? De que tipos de eventos as pessoas devem se proteger? Quem determina os cenários que entram nas avaliações de confiabilidade? Uma vez que os consumidores pagarão os custos, eles também devem se beneficiar.
Em segundo lugar, como as pessoas deveriam pagar por essa resiliência? Os custos podem ser avaliados com base no número de quilowatts-hora que cada família usa ou cobrados como uma taxa fixa por cliente, uma abordagem que poderia beneficiar grandes usuários de eletricidade. Ou podem ser cobertos por novos impostos. Como os tomadores de decisão responderão daqui a um ano, quando a crise passar e as pessoas perguntarem: “O tempo está ótimo e o sistema está funcionando bem, então por que estou pagando mais pela eletricidade?”
Terceiro, como esse dinheiro que os consumidores pagam para melhorar o sistema se traduz em projetos? Deve ir diretamente para os geradores ou para um fundo do qual os geradores podem recorrer? Quem administraria o fundo? Quem é o responsável final pela implementação das mudanças no sistema e é o responsável se as coisas não melhorarem?
Por fim, como essas mudanças afetarão o objetivo central do mercado: induzir as empresas de energia a fornecer energia ao menor custo?
Em última análise, o público paga pelos custos do serviço de eletricidade, seja por meio de tarifas mais altas ou interrupções durante eventos como o congelamento desta semana no Texas. Na minha opinião, os serviços públicos, reguladores, funcionários do governo e pessoas como eu que os estudam têm a responsabilidade de garantir que as pessoas obtenham o melhor valor pelo seu dinheiro.
Este artigo foi republicado de The Conversation sob uma licença Creative Commons. Leia o artigo original.
