Proposta do governo pode deixar tarifa 4% mais cara em 2022

Crise de Energia - 27/07/2021

Prime Energy
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A busca por minimizar os efeitos da crise hídrica ao setor elétrico levou o governo federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME), a admitir em simulações o aumento da energia na reestruturação do modelo de operação do sistema. Caso estivesse aplicado, os consumidores teriam aumento extra de 4% nas contas de luz ainda em 2021, já que o valor das despesas adicionais somam R$ 8,57 bilhões.

O MME abriu em 06 de julho a nova etapa de consulta pública com a proposta de ajuste no presente programa computacional do setor, que é encarregado de acionar usinas baseado no custo de geração. O Ministério deverá tomar a decisão até o fim de julho de 2021 para que tenha início em 2022.

De acordo com a proposta do governo, o parâmetro de acionamento de térmicas passaria a ser mais conservador, de maneira a garantir a “elevação estrutural dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, sobretudo aos finais dos períodos secos”. Com foco em ampliar a confiabilidade do programa, técnicos do governo passaram a adotar um segundo maior nível de “aversão ao risco” entre oito levantados.

A manutenção da proposta, efetivamente, antecipará, ao menor sinal de chuva, o despacho térmico mais caro do sistema. Isso elevará tanto as tarifas de energia das distribuidoras quanto o preço de referência do mercado de curto prazo (spot), o PLD.

As recomendações feitas nos estudos apresentados contemplam o aumento de custo ao consumidor. A análise do governo federal, no entanto, destaca que “os impactos diretos dessa maior segurança energética indicados pelos modelos são os incrementos dos custos operativos, devido à inerente maior geração termelétrica na ordem de mérito econômico, e a consequente redução da geração hidrelétrica, de forma a permitir a manutenção dos reservatórios em níveis seguros à operação do sistema”.

Os resultados do modelo atual foram contrastados aos números da versão atualizada nas simulações do programa para a crise hídrica do ciclo 2020/2021. A nova versão passa a valer em 2022.

O imprevisível retorno das chuvas a partir de novembro, com impacto direto na recuperação dos reservatórios, é um fator decisivo para avaliar as condições de abastecimento e custo de operações.

Apesar de a comparação entre modelos apresentada pelo MME indicar que o gasto com usinas térmicas em 2022 passaria de R$ 19,4 bilhões para R$ 20,7 bilhões (uma diferença de R$1,3 bi), a alteração de critério permitirá que programa computacional encarregue-se do acionamento de usinas mais caras.

Por despacho de autoridades do setor, desde o início de 2021 essas usinas geraram energia ao custo de 1,5 mil megawatt-hora (MWh). A autorização deste tipo de operação fora do programa gera uma alta no custo do sistema que não se reflete no PLD, elevando o valor do encargo de térmicas (ESS) cobrado nas contas de luz, que tem como diretriz de cálculo a diferença entre o preço da energia de mercado spot e o custo real de operação.

O modelo do governo federal elevaria em mais que o dobro o valor médio do PLD, que passaria de R$ 182,5 para R$ 474,9 o megawatt-hora (MWh). Em uma ponta, haveria um maior impacto, impulsionado pelo novo patamar do PLD, nos agentes do setor que têm necessidade de contratação de energia no mercado spot; na outra, haveria uma redução de R$ 3,57 bilhões do ESS, que é custeado pelo consumidor final.

Independentemente da redução no ESS, a conta do consumidor final ainda seria impactada com alta de 4% para assegurar a cobertura do valor de R$ 8,57 bilhões pelas tarifas no atual cenário de crise hídrica. A alteração do modelo também prevê que, em conjunturas como a da crise atual, os recursos arrecadados pelo sistema de bandeiras tarifárias passariam de R$ 7,46 bilhões para R$ 12,6 bilhões.

O ganho de armazenamento nos reservatórios, no entanto, não seria significativo mesmo com os esforços para adequação do modelo. O número passaria de 11,8 pontos percentuais para 12,7 pontos. A proposta do governo federal oferece um pequeno ganho na retenção da água, mas não exige que mudanças como o controle de vazão nas hidrelétricas do Sudeste ou o acionamento emergencial de térmicas sem contrato aplicados atualmente sejam adotadas de forma permanente.

O software utilizado se chama Newave/Decomp e já há alguns anos passou a ser considerado desatualizado e com uma metologia que recebe críticas por não refletir a realidade física do sistema no PLD, como o nível dos reservatórios e o custo de térmicas mais caras. Essa ineficiência faz com que o CMSE (?) realize intervenções constantes no acionamento das térmicas para reparar a rota de operação e evitar o colapso no abastecimento, como tem acontecido este ano.

A primeira proposta de mudança no modelo de operação do sistema havia sido apresentada em junho de 2021 e foi encerrada no final do mês. A Consulta Pública nº 109/2021 permaneceu aberta de 05 a 12 de julho.

Entidades do setor enviaram ao governo manifestações com queixas à proposta. Segundo elas, a nova metodologia proporciona alterações no modelo computacional levando em conta apenas a conjuntura atual.

Nos documentos disponibilizados, é possível observar que uma das premissas do governo é garantir que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste cheguem até novembro – final do período seco – com 20% da capacidade. A capacidade de armazenamento, por exemplo, deve ficar em 7,5% no fim de novembro.

O entendimento do setor é de que, caso a metodologia apresentada seja empregada, há um risco de que térmicas sejam acionadas além do necessário, mesmo diante de períodos com mais chuvas. A consequência seria um aumento na tarifa aos consumidores para custear a operação, seguido pela liberação de água pelos vertedouros das hidrelétricas sem geração de energia.

Também está prevista na adequação do modelo computacional a redução do volume de energia “firme”, aquela que a usina consegue verdadeiramente entregar (garantia física). Há previsão de corte na ordem de 2.353 megawatts médios. A tendência da medida é reduzir o deficit de produção das hidrelétricas sobre o montante contratado (GSF) – que diminuiria de 20,4% para 16,4%, de acordo com a simulação das análises da evolução do modelo.

Um grupo de trabalho do governo foi responsável pelos estudos para mudança do modelo operativo do setor. A Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico liderou a iniciativa e também realizou um workshop sobre o assunto para o setor.

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