Energia: Investimentos crescerão, mas ficarão abaixo do necessário

Para modernizar o país, investimentos não serão suficientes - Perspectivas 2018

Mesmo que a primeira reunião do ano do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) tenha concluído que o risco de qualquer déficit de energia em 2018 é igual a 1,2% e 0% para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, o desempenho do setor neste ano promete não ser muito fácil para consumidores e agentes do mercado.

Para começar, o aparente início de recuperação dos principais reservatórios das hidrelétricas, com as chuvas mais intensas do começo do ano, pode ser uma ilusão.

Isso porque a previsão a ser feita em fevereiro, mês determinante para manter a tranquilidade do resto do ano, deve apontar chuvas abaixo da média nos principais reservatórios do Sudeste, segundo o Instituto Climatempo, que prevê em fevereiro volume de chuvas de 85% da média histórica da região.

O comportamento do clima, portanto, parece não ser suficiente para recuperar o nível dos reservatórios, em baixa desde 2013, o que torna o ambiente ainda de pressão sobre as tarifas.

A previsão conservadora do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é de, no término do período úmido, em abril, o nível estar por volta de 40% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o principal do país, cujos lagos respondem por mais de 70% da capacidade de acumulação de água para energia.

Isso, para analistas, é pouco, pois em janeiro de 2017 o nível de estoque estava em 37,3%, acima dos 35% atuais (embora as chuvas atuais sejam mais intensas).

Nesse patamar estimado, que significa 73 mil MW médios de energia armazenada, a garantia é para um mês e uma semana, segundo lembra o presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Edvaldo Santana.

Plástico Moderno, Santana: volume armazenado nos reservatórios é insuficiente
Santana: volume armazenado nos reservatórios é insuficiente

“Isso está muito abaixo do confortável, que seria ter garantia de energia armazenada de um ano, pelo menos, ou na pior das hipóteses, seis meses”, diz.

Até mesmo a previsão mais otimista de algumas consultorias, que acreditam na elevação para 50% do nível em abril, não refresca nada, na opinião de Santana, ex-diretor da Aneel. “Esse nível garantiria três meses de energia. Nos tempos normais, antes de 2012, era comum ter garantia para até três anos”, afirma. Bom lembrar que em janeiro de 2012, por exemplo o reservatório de Furnas estava com nível de 94,10 e no mesmo mês do ano seguinte havia caído para 32%.

Com esse cenário de previsão de reservatórios baixos, logicamente o prognóstico é de energia cara, com acionamento de usinas térmicas fora da ordem de mérito, com custo operacional elevado. A expectativa é de as bandeiras vermelhas 1 e 2, as mais caras, com custo extra de R$ 3,00 a cada 100 kWh e R$ 5,00, respectivamente, serem as mais acionadas durante o ano. Até mesmo o fato de em janeiro a bandeira tarifária ser a verde, por conta da ligeira recuperação, para Santana, é temerário. “Isso está sinalizando para os consumidores que eles podem gastar à vontade, o que não é verdade, representa apenas uma recuperação passageira”, diz.

E o pior nesse cenário é saber que a Aneel a partir deste ano irá incluir como critério de aplicação das bandeiras tarifárias também as perspectivas de armazenamento dos reservatórios, antes desconsiderado. Isso tudo leva a esperar tarifas mais caras em 2018, principalmente porque há outros fatores influenciando os aumentos.

Segundo estudo da comercializadora de energia Comerc, em 2018 a previsão é ocorrer um aumento de 12% nas tarifas de energia das distribuidoras. A motivação é, além do aumento nos custos da geração provocado por acionamento de térmicas, a elevação em encargos que custeiam subsídios do setor (a estimativa é a de que a Conta de Desenvolvimento Energético, a CDE, passe de R$ 9,3 bilhões para R$ 12,6 bilhões).

E a previsão pode ser ainda pior, caso o regime de chuvas não seja favorável, como a Climatempo vem alertando. Nesse caso, conforme avalia o presidente da Abrace, Edvaldo Santana, os aumentos podem chegar a 20%. Para ele, para afastar esse risco, seria preciso chover nos principais reservatórios até 40% acima da média, o que está longe de ocorrer. Em janeiro, no Sudeste, mesmo com mais chuvas, o aumento na média histórica foi de apenas 5%. Não por menos, já há distribuidora requerendo reajuste de 18% à Aneel, caso da Ampla.

Sem apagão – Se há previsão de aumento de tarifas, pelo menos haverá energia em 2018. Isso pelo menos para o ONS, que garante oficialmente não haver risco de racionamento, mesmo com a tímida, mas consistente, recuperação da economia. A confiança se baseia no levantado nas últimas reuniões do CMSE, que aferem as condições de suprimento eletroenergético nacional.

Em dezembro de 2017, por exemplo, segundo a última reunião do comitê, entraram em operação comercial 1.178,5 MW de capacidade instalada de geração, 4.249 km de linhas de transmissão e 8.613 MVA de transformação na rede básica, com destaque para a entrada em operação, em 12 de dezembro, do sistema em 800 kV e de corrente contínua Xingu/Estreito C-1 e estações conversoras, com 4.184 km e 7.850 MVA. Trata-se do primeiro bipolo para escoamento de energia da UHE Belo Monte.

Esses valores preliminares de expansão total do sistema elétrico no ano passado totalizaram 7.393,5 MW de capacidade instalada de geração, 6.130 km de linhas de transmissão de rede básica e conexões de usinas e 19.597 MVA de transformação na rede básica.

Para o ONS, essa expansão da capacidade instalada de geração ultrapassou em 23,8% a previsão inicial para o ano, que era de 5.971,5 MW. Já a expansão das linhas de transmissão ultrapassou em 74,8% a previsão inicial (3.506,9 km).

Às expansões de 2017 se aliam o programado para 2018: previsão de expansão de 5.739 MW de capacidade instalada de geração, 3.262 km de linhas de transmissão e 11.181 MVA de transformação na rede básica.

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Resposta da demanda – Se não há risco de se repetir no país os programas de racionamento de energia de 2001, neste ano porém começa a ser adotada uma metodologia muito comum em países desenvolvidos chamada reposta da demanda, que nada mais é do que uma forma de incentivar grandes consumidores de energia a reduzirem o consumo mediante remuneração pela demanda evitada.

Ou seja, é uma forma de pagar para não consumir.

O programa começou a funcionar em janeiro como piloto nos mercados do Norte e Nordeste, por 18 meses, e se realiza por meio de leilões promovidos pelo ONS e com remuneração feita via liquidação na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) com recursos de encargos setoriais.

Os leilões são feitos com um dia de antecedência ou no mesmo dia em que haverá a redução de carga. Ocorrem sempre que o ONS, em sua programação de despachos, identifica a necessidade de acionar usinas térmicas caras, fora da ordem de mérito, para compensar no caso a intermitência da geração eólica no Nordeste e mesmo a baixa geração hidrelétrica, que nesse submercado enfrenta grave crise.

Com a apresentação da necessidade de redução, participam dos leilões os consumidores previamente inscritos no programa e que fizeram até às 12h da quinta-feira as ofertas de preço e quantidade de energia a reduzir para a semana seguinte (o limite é de 5 MW médios mínimos de oferta de redução, em períodos de 1h, 2h, 3h, 4h e 7h).

Quando há o certame, os consumidores precisam no dia anterior ao despacho confirmar a quantidade ofertada com nova declaração.

Vencem os leilões os que ofertarem valores menores ao do custo de operação da térmica a ser acionada, logicamente para fazer com que valha a pena não despachar.

Em ordem, serão remunerados pela diminuição na carga os consumidores que ofertaram menores valores pela potência de energia a ser evitada.

Segundo a Abrace, que participou desde o início na formatação do programa piloto com a Aneel e o ONS, o potencial de contribuição ao programa piloto é de 990,5 MW médios, sendo 190 MW médios do Nordeste e 800 MW médios no Norte.

Apenas podem participar da fase piloto consumidores livres de alta tensão A1.

Questões-macro– Além das questões mais cotidianas, que afetam diretamente o consumidor de energia, 2018 promete ser também importante para o setor por conta de temas políticos e institucionais.

A pulverização do controle das ações da Eletrobras e a venda de suas distribuidoras deve ser a grande prioridade, visto o governo federal encontrar nos R$ 12 bilhões previstos com a negociação uma forma de engordar o enfraquecido Tesouro Nacional.

Esse tema, aliás, deve se sobrepor ao que até o anúncio do governo de se desfazer da estatal era o grande assunto do mercado energético: a reforma do modelo do setor elétrico, por meio da Consulta Pública 33, que prevê aperfeiçoamentos estruturais importantes no marco regulatório, como a ampliação do Mercado Livre de Energia, subsídios tarifários, descotização de hidrelétricas, separação entre lastro e energia, etc.

Já pronta há três meses, a proposta teve seu envio ao Congresso adiado. E o pior, não há previsão para 2018, já que o tema perdeu fôlego em comparação por exemplo com a reforma da previdência.

Na esteira desse esquecimento com os temas importantes está a solução para a questão do risco hidrológico, o fator de geração conhecido como GSF (Generation Scaling Factor), que corresponde à relação entre o volume de energia gerado pelas usinas e a garantia física delas.

Como muitas hidrelétricas geraram abaixo da garantia física nos últimos anos (por conta do baixo nível dos reservatórios), para cumprir os contratos elas precisaram (como determina a regulação do mercado) comprar muita energia no mercado de curto prazo, que esteve com preços de liquidação de diferenças (PLD), que baliza as operações contratuais do setor, nas alturas nos últimos anos.

Muitas geradoras deixaram de pagar a CCEE, que faz a liquidação dos contratos, com o uso de liminares, criando um rombo de inadimplência na câmara que hoje chega a R$ 6 bilhões.

O governo prometia incluir uma solução para essa questão do risco hidrológico, primeiro por meio de item na reforma do modelo do setor elétrico e depois com uma medida provisória, que de última hora excluiu dispositivo que trataria do risco hidrológico.

Até agora nada foi feito, mas a expectativa do setor é o problema ser resolvido neste ano sem falta.

Caso contrário, além da inadimplência e do risco ao negócio, o GSF sem solução também pode reduzir a oferta de energia, pois muitos geradores evitam vender toda a energia de suas garantias físicas para não correrem o risco de exposição ao mercado de curto prazo.

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