Comentário: O modelo de garantias físicas fixadas antecipadamente, por métodos discutíveis, sob critérios de operação que terão que mudar, continua causando estragos. Agora, até a arrecadação dos municípios está sendo afetada.
Mas o que mais impressiona é o fato de que as soluções continuam sendo paliativas. Um representante da ANEEL chega a sugerir um novo empréstimo a ser assumido pelos consumidores.
Há uma imprecisão na frase “a garantia física informada por cada empresa (volume que a companhia se compromete a jogar no sistema)” e a ambiguidade não é do repórter. Na realidade, mansamente, absorvemos uma estimativa como se fosse verdade absoluta. As garantias físicas não se originaram de ação das companhias e nem aparecem nas características das usinas. É um cálculo de escritório feito a partir de um modelo computacional que, com base em um conjunto de critérios, define um valor para cada usina. Se o conjunto de critérios muda, as garantias físicas deveriam se alterar.
A pergunta que todos do setor deveriam fazer é a seguinte: Seja por razões hidrológicas, que podem ter relação com as alterações climáticas, seja por um critério de operação otimista que esvaziou reservatórios, é possível continuar operando o sistema do mesmo modo?
Evidentemente que, por qualquer uma dessas razões, agravadas pelo fato de que a “caixa d’água” já não tem o mesmo poder de regularização que tinha no passado, vamos ter que gerir o sistema mantendo os reservatórios mais cheios.
Se isso é verdade, os CMO’s serão mais altos. Sua média será mais alta e superará o custo de uma nova usina. Esse é o sinal de que o sistema está soando o alarme de que precisa de mais usinas para atender a carga atual. Não há dúvidas sobre isso. Alguém precisa apertar o botão de alarme!
A revisão das garantias físicas teria que ser imediata. Mas o governo, temendo a percepção do fracasso do modelo, adia esse problema há mais de dois anos.
Nicola Pamplona
A Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE) estima um déficit recorde na liquidação de energia gerada por hidrelétricas este mês. Segundo projeções do boletim InfoPLD, divulgado ontem, as geradoras terão que pagar até R$ 5,8 bilhões pela compra de energia no mercado de curto prazo para cumprir seus contratos — valor que representa quase 25% do déficit estimado para todo o ano de 2014. O tamanho final do prejuízo, porém, depende do volume de geração projetado por cada empresa para o mês e de sua posição contratual, ou seja, quanto cada usina tem de entregar a seus clientes. O déficit é resultado da diferença entre as projeções de geração de energia hidrelétrica para o mês e a garantia física informada por cada empresa (volume que a companhia se compromete a jogar no sistema). No final do ano, as geradoras informaram à CCEE que têm de entregar, em janeiro, 64,4 mil megawatts-médios (MW médios).
A projeção de geração hidrelétrica para o mês, no entanto, é de 44,337 mil MW médios, ou 68,8% do que as empresas precisariam entregar. Trata-se do menor percentual histórico, segundo analistas — em dezembro, foi de 87,5%. A diferença é liquidada no mercado de curto prazo. O déficit tem sido provocado pela seca e intensificado por medidas adotadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para poupar água nos reservatórios, o que resulta em uma geração hidrelétrica menor do que as garantias informadas pelas empresas.
O mercado estima que, no ano passado, as perdas das geradoras tenham ficado em torno de R$ 20 bilhões. Ao contrário do que ocorre com as distribuidoras de eletricidade, que também vêm tendo prejuízo com a liquidação de contratos de energia no curto prazo, as geradoras não têm recebido ajudado governo, sob a alegação de que o risco está previsto em contrato.
As perdas das empresas do setor elétrico em 2014 foram infladas pelo alto preço da energia no mercado de curto prazo durante todo o ano, que levou o governo a rever o teto do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) de R$ 822,83 por megawatt-hora (MWh) para R$ 388,48 por MWh. Caso o teto anterior tivesse sido mantido, o déficit projetado para a liquidação das geradoras em janeiro passaria dos R$ 10 bilhões. Segundo analistas, porém, as projeções da CCEE podem estar superestimadas, devido à estratégia usada por algumas geradoras de ampliar as garantias físicas neste início do ano para aproveitar os altos preços da energia no mercado de curto prazo. No complexo sistema de projeções do setor elétrico, há um mecanismo conhecido como sazonalização, que permite às geradoras definir em que período do ano terão maior ou menor compromisso com a entrega de energia, compensando em outros meses as diferenças.
“Sabendo que o PLD estaria alto no início do ano, algumas empresas podem ter optado por jogar para cima sua garantia física, o que resultou em um volume de energia assegurada muito alto”, comenta o presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos. Assim, diz ele, podem ganhar na liquidação de contratos ao final do mês. Nem todas as empresas do setor optam por “sazonalizar” suas garantias, mantendo um volume fixo durante todo o ano. De fato, segundo dados da CCEE, a garantia física informada para janeiro foi bastante superior à de dezembro, de 47,2 mil MW médios, o que corrobora a suspeita de Vlavianos. Os volumes finais só serão conhecidos, porém, no mês que vem, quando a CCEE fizer a contabilização dos contratos. Geralmente, a liquidação das diferenças é feita dois meses depois.
“Se confirmado, o volume projetado pela CCEE poderia inviabilizar a liquidação de janeiro”, diz o consultor Luiz Augusto Barroso, da PSR. Ele frisa, porém, que o impacto seria maior em empresas que optaram por sazonalizar sua geração e que depende de fatores como a posição contratual de cada empresa. Ontem, o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, disse que um novo empréstimo do sistema financeiro é uma das alternativas em estudo no governo federal para cobrir gastos que distribuidoras de eletricidade têm que quitar no mercado de energia de curto prazo no início deste ano.
“Estamos correndo atrás de uma solução para essa liquidação, mas não temos ainda”, afirmou, ao referir-se à liquidação das operações no mercado de energia de curto prazo que ocorre no próximo dia 13. Segundo Rufino, que falou após reunião com o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, “uma das alternativas” em estudo é recorrer a pelo menos parte dos bancos que integraram o pool que em 2014 emprestou R$ 17,8 bilhões às distribuidoras de eletricidade. com Reuters
Menor geração de hidrelétricas derruba royalties
As políticas operativas adotadas para poupar água nos reservatórios das hidrelétricas das regiões Sudeste e Centro-Oeste tiveram impacto negativo também no caixa de estados e municípios beneficiados pela Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos, espécie de royalties cobrados das geradoras de energia. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a arrecadação da rubrica nas duas regiões caiu 7,6% em 2014, para R$ 576,6 milhões. A perda é ainda maior se comparada a 2012, quando o país ainda não enfrentava crise hídrica tão intensa: 23,06%. Das duas regiões, a Sudeste foi mais prejudicada, com queda de 11,54% na comparação com 2013 e de 29% na comparação com 2012. São Paulo registrou perda de 12,7% e Minas Gerais, de 10,6%, na comparação com 2013. Durante o ano, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) optou por gerar menos energia em hidrelétricas para poupar água nos reservatórios.
A compensação paga pelas geradoras representa 6,75% da receita de venda da energia. Estados e municípios ficam com 45% da arrecadação, cada. Os ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambiente têm direito a 3% e o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico fica com 4%. Considerando todo o país, a arrecadação com a compensação financeira cresceu 4,96%, para R$ 1,669 bilhão, impactada pela entrada em operação de turbinas na região Norte e pela geração das hidrelétricas do Sul do país. Na comparação com 2012, porém, há uma queda de 3,3%. Ao todo, 703 municípios foram beneficiados pelos recursos no ano passado. Pagaram a compensação 101 empresas geradoras de energia. Além da compensação financeira, 347 municípios nos estados de Goiás, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Paraná e São Paulo e no Distrito Federal recebem royalties pela geração de energia da hidrelétrica binacional de Itaipu. Em 2014, a arrecadação foi de R$ 589,6 milhões, aumento de 6,5% com relação ao ano anterior. Somando as duas rubricas, as hidrelétricas pagaram R$ 2,259 bilhões.
3 respostas
Roberto,
Partindo do princípio de que as garantias físicas das usinas foram determinadas como 95% das energias garantidas obtidas com uma dada versão do modelo NEWAVE, considerando um dado arquivo de vazões, será que após varias modificações/adaptações no referido modelo e com a inclusão de novas séries ao arquivo de vazões alguém de sã consciência possa acreditar que as energias garantidas e consequentemente as garantias físicas permanecem as mesmas?
A retirada d’água de um reservatório acima da vazão que o mesmo pode regularizar com certeza provocará o esvaziamento antecipado e levando em conta o problema não é estrutural como diz o governo, as perguntas que ficam no ar são: 1) Porque o modelo NEWAVE não despachou as térmicas por ordem de mérito? 2) Se despachou porque elas não geraram efetivamente?
Sempre que se tem renováveis os benefícios e custos são do sistema e sua individualização é difícil. No Brasil sabemos mais isso do que em outras partes do mundo que estão começando a ter que lidar com renováveis. Mesmo assim, nós ainda não descobrimos também direito como individualizar essas coisas e temos errados nos valores.
Seria mais fácil se para cada investidor de cada projeto (selecionado por leilão – geral ou específico por forma de energia para otimizar e limpar a matriz) qualquer que fosse se garantisse um fluxo de caixa que daria para gerar uma TIR suficiente para cobrir custos fixos. A tarifa somaria estes custos mais os variáveis. Diminuiria o risco dos investidores e com isso os custos de capital.
Ruderico;
A Inglaterra está começando a entender que precisa de contratos de capacidade, pois lá já está ocorrendo o desinteresse de investidores nas usinas térmicas. Se o custo é proporcional majoritariamente ao MW, a despesa é constante. Quando a hidrologia é favorável, sobra recursos que serão usados nos períodos desfavoráveis. Não conheço nada mais óbvio. Só que no Brasil resolvemos deixar a captura da abundância no mercado livre.