Proposta tenta ‘fechar conta’ do setor elétrico – Valor

Análise do ILUMINA: Deitado em berço esplêndido, o consumidor brasileiro adormece sem saber o que lhe foi armado e o que ainda lhe espera.

Estamos cansados de explicar que, um sistema de base hidroelétrica, num clima tropical, onde a variância das afluências dos rios é enorme, jamais deveria implantar um modelo de mercado baseado em quantidades de energia fixas e determinadas por modelos subjetivos. Mas, apesar dessa obviedade, foi exatamente isso que o Brasil adotou desde 1995.

Depois dessa óbvia mimetizada decisão, só temos assistido problemas que só os advogados adoram. Usinas hidroelétricas brasileiras não têm a mínima condição de avaliar riscos de suas usinas não gerarem uma quantia pré-fixada.

  • Não são os donos que decidem a geração.
  • Não são os donos que fixaram a “garantia física”, o tal valor pré-fixado.
  • O valor pré-fixado foi alvo de leilão, portanto, está na conta do consumidor.
  • Hidrologias dependem do clima que, mais do que nunca, dependem de questões planetárias.

Como se não bastasse, a intervenção artificial que tentou baixar tarifas do governo Dilma piorou a situação. As usinas “cotizadas” que recebem valores ridículos para operarem, transferem esse risco para as distribuidoras. Essas, por sua vez, transferem o risco para o consumidor.

Por isso, o que deveria ser uma vantagem, se transformou num presente de grego. A tabela da reportagem mostra que o valor pago pelo consumidor quase triplica.

Como sempre, a imprensa não esclarece que a RAG não é a receita da usina. O consumidor paga mais, mas as usinas continuam operando no prejuízo.

Há mais bizarrices no texto abaixo. A melhor de todas é que a energia de reserva, um evidente sinal de que o sistema não confia no que ele mesmo chama de garantido e que já custou mais de R$ 150 bilhões vai servir de band aid. Agora, esse encargo (custo do modelo) vai gerar “excedentes” para tentar compensar as trapalhadas do sistema.

Mas, será que o déficit das cotizadas (atingidas pela MP 579) que irá impactar as distribuidoras é semelhante a de outras usinas não atingidas pela MP 579?

Infelizmente, dada a fragmentação e falta de informações do setor, temos que acrescentar que as usinas cotizadas da Eletrobras (Funil, Boa Esperança, Porto Colômbia, Corumbá, Estreito, Furnas, Marimbondo, Itaparica, Xingo, e Paulo Afonso) têm um déficit de geração em relação à Garantia (linha vermelha) de mais de 2.000 MW médios (- 50%). Gráfico abaixo.

Quando se compara as mesmas grandezas no conjunto de todas as outras hidroelétricas exceto as citadas anteriormente, o resultado ainda é negativo, mas não tão acentuado. Aproximadamente 10.000 MW médios (- 20%).

Só nos resta perguntar:

  1. Isso se deve só à situação de morte do Rio S. Francisco?
  2. Ou há alguma suspeita  interferência com a política de operação que causou essa diferença?

Como já mostramos, se for só uma coincidência, essa não foi a primeira. Abaixo, a brusca mudança da participação das térmicas no atendimento à carga exatamente no mês do anúncio da MP 579. E fica tudo por isso mesmo.

Roberto Pereira D’Araujo


Camila Maia e Rodrigo Polito

O governo está refinando os últimos números antes de convocar geradores hidrelétricos para propor uma solução regulatória para a judicialização relacionada ao déficit de geração hidrelétrica (GSF, na sigla em inglês para a diferença entre a energia que as hidrelétricas geraram e sua garantia física), apurou o Valor. A ideia é casar a proposta com alterações regulatórias que ajustem o que efetivamente é “risco hidrológico” e aquilo que não deve ser pago pelos geradores daqui para a frente.

A proposta se baseia na Lei 13.203, de 2015, mas traz aprimoramentos para garantir que os geradores tenham interesse no acordo.

Essa lei, conversão da Medida Provisória 688, foi publicada há três anos com o intuito de resolver a questão do risco hidrológico, mas as propostas para repactuação, que envolviam a compra de um seguro para compensar o déficit no futuro, só foram consideradas atrativas pelos geradores com contratos no mercado cativo (das distribuidoras).

No mercado livre, a guerra de liminares continuou, e já trava mais de R$ 6 bilhões na liquidação das operações de curto prazo.

Dos R$ 6 bilhões travados no mercado à vista por causa das liminares do GSF, cerca de R$ 2 bilhões não são considerados “risco hidrológico”, por ter relação com fatores adversos da hidrologia, como importação de energia e atrasos em projetos de transmissão. A ideia é transformar esse montante em cotas da conta de energia de reserva (Coner), encargo cujo rendimento será a contrapartida oferecida aos geradores em troca da desistência das ações judiciais.

A Coner tem rendimento quando o preço de energia no mercado à vista (Preço da Liquidação das Diferenças, o PLD) sobe. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que faz a gestão da conta e gerencia as liquidações do mercado à vista, a conta teve rendimento de R$ 4 bilhões em 2016 e 2017. Hoje, o rendimento é destinado aos consumidores, para abater tarifas. Se houver acordo, os geradores hidrelétricos terão direito a parte dele.

Mensalmente, paga-se uma receita definida em leilão a geradores de energia de reserva. A energia gerada, contudo, é liquidada no mercado de curto prazo pelo PLD. Hoje, preço médio da energia de reserva é R$ 219 por megawatthora (MWh). O PLD desta semana está em R$ 505,18/ MWh. A diferença, depositada na Coner, é usada para abater tarifas.

Se a proposta for aceita, os geradores terão direito a uma “cota” do saldo da Coner. Se a hidrologia estiver ruim e o PLD subir, haverá lucro. Se a hidrologia for boa e o preço cair, o GSF também cai, o que também é positivo para o gerador. A compra das cotas da Coner pelos geradores que aceitarem repactuar o GSF já é permitida na Lei 13.203. Falta apenas ser regulamentada pela Aneel.

A grande diferença em relação à proposta apresentada – e rejeitada – em 2015 se refere ao futuro. Na época, os geradores precisariam comprar um “seguro” para minimizar o risco hidrológico futuro, por meio de depósitos na própria Coner.

A Aneel prevê resolver por meio da regulação todos os problemas que ainda existem no GSF. A agência deve expurgar do risco custos com atraso em transmissão e também com a importação de energia. Ano passado, grande parte do problema já foi solucionado, quando a Aneel tirou do GSF o custo com o despacho fora da ordem de mérito (GFOM) de termelétricas mais caras.

Uma reunião deve ser convocada com os principais geradores devedores do GSF nas próximas semanas, para que a ideia seja mostrada em detalhe. “Vamos fazer quando tivermos segurança dos números de cada geradora, estamos refinando os cálculos ainda”, disse uma fonte. A proposta está sendo costurada em grupo por representantes da Aneel, CCEE, Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e especialistas do setor.

No passado, a CCEE chegou a convocar reuniões com os geradores para discutir a proposta anterior, resultado de ampla discussão. As usinas receberiam, em contrapartida, a extensão de suas concessões de forma proporcional ao valor expurgado do GSF. O problema é que essa solução depende de alteração legal que permita prorrogar as concessões.

Isso chegou a ser incluído por meio de emenda na MP 814, que viabilizava a privatização das distribuidoras da Eletrobras, mas o texto caducou sem ser aprovado. Entidades do setor elétrico ainda tentam incluir a solução em uma emenda no projeto de lei (PL) 10.332, da privatização das distribuidoras, mas a resistência no Congresso é grande.

Segundo uma fonte que participa da disputa judicial, em discussões de 2017 o governo já havia admitido que parte do déficit oriundo do GSF é de responsabilidade da União. “A questão é como a União vai pagar a sua parcela de culpa”, disse. Para essa fonte, a situação é um clássico caso de desequilíbrio econômico-financeiro.

Para um executivo do mercado, a proposta que está sendo desenhada para solucionar o impasse do GSF tem pouca chance de sucesso. Segundo ele, se a equipe energética anterior, que tinham muita interlocução com o mercado e apoio incondicional do então ministro de Minas e Energia Fernando Coelho Filho, não conseguiu chegar a um acordo com as empresas, é pouco provável que o novo time tenha êxito nessa tarefa. Segundo a consultoria GV Energy, de forma geral as elétricas adotaram postura conservadora, devido a incertezas relacionadas ao processo eleitoral, que poderá influenciar em decisões regulatórias importantes para os próximos anos, como a liberação das liquidações na CCEE e as negociações das despesas do GSF.

 

Déficit dobra custo da energia desde 2012

Além de travar o mercado à vista de energia, o déficit de geração das hidrelétricas (GSF) praticamente dobrou o valor da energia colocada no regime de cotas, criado pela então presidente Dilma Rousseff em 2012 a fim de baixar as tarifas.

Levantamento da Comerc Energia mostra que as cotas custaram aos consumidores cerca de R$ 22 bilhões entre 2013 e abril deste ano, e o GSF das cotas chegou a R$ 20 bilhões no mesmo período — impondo à tarifa quase o dobro do custo.

No ano passado, por exemplo, o GSF das cotas custou R$ 8,3 bilhões, enquanto as cotas em si tiveram custo de R$ 6,7 bilhões. Nas cotas, o risco hidrológico é repassado ao consumidor, enquanto em contratos regulares o GSF fica com os geradores. Na prática, isso quer dizer que, sem o modelo adotado em 2012, esse custo de R$ 8,3 bilhões ficaria não com o consumidor, mas com as geradoras.

Diferentemente dos geradores, que conseguem administrar o risco hidrológico por meio da compra e venda de energia, as distribuidoras têm uma gestão passiva, repassando o custo total aos consumidores.

“Qual o interesse da distribuidora em se proteger? Ela repassa tudo ao consumidor. Assim, a administração do risco fica nas mãos de alguém que não tenha interesse nem o direito a fazer gestão de proteção”, disse Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc.

Foram enquadradas no regime de cotas as hidrelétricas cujas concessões estavam próximas de vencer em 2012. A ideia era antecipar a renovação, mas com uma nova tarifa, que cobrisse apenas custos de operação e manutenção dos ativos. Na época, o risco hidrológico não era o problema que se tornou de 2014 para cá, quando uma seca grave afetou o país e obrigou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a determinar que as usinas gerassem menos que suas garantias físicas para preservar os níveis dos reservatórios.

No seu lugar, entraram térmicas mais caras, além das novas fontes renováveis como usinas eólicas e solares. Na prática, a tarifa das cotas custou o dobro do que deveria aos consumidores por conta do GSF. Neste ano, o custo do GSF deve crescer ainda mais a partir de agora.

A Comerc prevê que o déficit das hidrelétricas, hoje próximo de 30%, chegará a 40% entre agosto e setembro — vão produzir 40% abaixo da garantia física. A consultoria GV Energy também projeta um GSF elevado para o segundo semestre, na faixa de 30% no período de julho a outubro deste ano. Segundo a empresa, o déficit pode ser zerado no início do período chuvoso, a partir de novembro. Como no período chuvoso normalmente os preços de energia caem, as hidrelétricas “sazonalizam” contratos para os meses mais secos, quando os preços ficam mais altos. Isso é possível porque o mundo físico das usinas é separado do contratual.

No início do ano, quando a hidrologia estava favorável, o sistema chegou a ter ganho de energia secundária — quando a geração das usinas é superior à vendida. A sazonalização dos contratos estava entre 80% e 90% das garantias físicas. No segundo semestre, o cenário se inverte, com as usinas contratando até 120% das suas garantias físicas no mercado de energia. Isso ajuda a mitigar o efeito adverso do GSF.

Por isso, o custo da GSF nas cotas foi relativamente baixo de janeiro a abril, como mostra o levantamento da Comerc. No período, o custo médio das cotas foi de R$ 84,47/MWh, enquanto o GSF pago pelos consumidores foi de R$ 10,35/MWh. Com o início do período seco, em maio, a tendência é que o cenário mude e o custo do GSF nas cotas suba ainda mais. Em 2017, a energia cotizada custou em média R$ 147,21/MWh, sendo que mais da metade, R$ 81,25/ MWh, veio do GSF.

 

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      2 comentários para “Proposta tenta ‘fechar conta’ do setor elétrico – Valor

    1. Adilson de oliveira
      26 de junho de 2018 at 18:15

      Quem tem consumidores cativos para repassar custos somente precisa de lobbystas para repassar custos.

      Até quando esse a “arranjo” funcionará?

    2. José Antonio Feijó de Melo
      26 de junho de 2018 at 21:47

      Será que esse pessoal ainda não viu que esse modelo mercantil vigente no Brasil, com esta filosofia de comercialização da energia desvinculada da realidade física da operação não funciona num sistema elétrico como o brasileiro, essencialmente de base hidrelétrica.
      Note-se que apesar de todo esse período hidrológico desfavorável que já dura mais de cinco anos, a geração de origem hidrelétrica diária ainda é superior a 70%, em média.

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