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Proposta eleva custo da conta de luz em 2022

07 de julho de 2021
Fonte: Jornal Valor Econômico – SP

Modelo prevê antecipação do uso de térmica e, se adotado neste ano, tarifa ficaria 4% mais cara

Por Rafael Bitencourt — De Brasília

A preocupação do governo em livrar o setor elétrico dos efeitos de novas crises hídricas, a partir de 2022, levou o Ministério de Minas e Energia a admitir, em simulações, o aumento de custo da energia na reestruturação do modelo de operação do sistema. Se a adequação já tivesse sido adotada neste ano, os consumidores teriam o aumento extra de 4% nas contas de luz para cobrir despesas adicionais de R$ 8,57 bilhões.

O ministério abriu ontem nova etapa de consulta pública com a proposta de ajuste no atual programa computacional do setor, responsável por fazer o acionamento das usinas com base no custo de geração. A pasta precisa tomar a decisão até o fim deste mês para começar a valer a partir do próximo ano. A proposta do governo torna o parâmetro de acionamento de térmicas mais conservador para que seja garantida a “elevação estrutural dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, sobretudo aos finais dos períodos secos”.

Para aumentar a confiabilidade do programa, os técnicos do governo adotaram o segundo maior nível de “aversão ao risco” entre oito levantados. Se for mantida, a proposta, na prática, antecipará o despacho térmico mais caro no sistema ao menor sinal de falta de chuva. Por consequência, tanto as tarifas de energia das distribuidoras quanto o preço de referência do mercado de curto prazo (spot), o PLD, serão elevados.

O aumento de custo para o consumidor foi reconhecido nas recomendações feitas nos estudos apresentados. “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”, destaca o governo, na análise divulgada.

Ao rodar as simulações do programa para a crise hídrica do ciclo 2020/2021, o ministério comparou os resultados do modelo atual com os números da versão atualizada do programa, que deve valer a partir de 2022. Para o próximo ano, as condições de abastecimento e custo de operação ainda são incertos. Tudo depende do retorno das chuvas a partir de novembro deste ano e do ritmo de recuperação dos reservatórios. Na comparação entre os modelos, o ministério indicou que o gasto com usinas térmicas neste ano passaria de R$ 19,4 bilhões para R$ 20,7 bilhões.

Apesar da diferença de custo relativamente pequena, a mudança de critério permite que o próprio programa computacional se encarregue de acionar as usinas mais caras. Desde o início do ano, essas usinas, que chegam a gerar energia ao custo de R$ 1,5 mil megawatt-hora (MWh), foram despachadas por decisão das autoridades do setor, o CMSE.

Quando essa operação é autorizada “fora” do programa, a alta no custo de operação do sistema não se reflete no PLD. Isto eleva o valor do encargo de térmicas (ESS) cobrado nas contas de luz, que é calculado pela diferença entre o preço da energia no mercado spot e o custo real de operação.

O modelo defendido pelo governo mais do que dobraria o valor médio do PLD, sairia de R$ 182,5 para R$ 474,9 o megawatt-hora (MWh). De um lado, os agentes do setor com necessidade de contratar energia no mercado spot seriam mais impactados pelo novo patamar do PLD, que não aumenta quando a decisão parte do CMSE.

Por outro lado, haveria uma redução de R$ 3,57 bilhões do ESS que é bancado pelo consumidor final. Mesmo com o corte no ESS, a conta de luz ainda seria impactada com a alta de 4% para garantir a cobertura do valor de R$ 8,57 bilhões pelas tarifas no cenário da crise hídrica atual.

A mudança no modelo amplia também a necessidade de arrecadar recursos pelo sistema de bandeiras tarifárias, passando de R$ 7,46 bilhões para R$ 12,6 bilhões, no cenário de hidrologia desfavorável como o atual. Apesar de todo o esforço de adequação do modelo, o ganho de armazenamento nos reservatórios do Sistema

Interligado Nacional (SIN) passaria de 11,8 pontos percentuais para 12,7 pontos. Mesmo oferecendo um pequeno ganho na retenção de água, a proposta do governo não exige adoção das atuais medidas excepcionais, como a mudança no controle de vazão nas hidrelétricas do Sudeste ou o acionamento emergencial de térmicas sem contrato.

O programa computacional, o Newave/Decomp, é considerado há alguns anos desatualizado. A metodologia é criticada por não refletir a realidade física do sistema - como o nível dos reservatórios e o custo de térmicas mais caras - no PLD. Isso exige que o CMSE faça sempre intervenções no acionamento das térmicas para corrigir a rota de operação e evitar o colapso no abastecimento, como neste ano.

Na segunda-feira, o governo apresentou a segunda proposta de mudança no modelo de operação do sistema ao abrir nova fase de consulta pública. A primeira foi apresentada há um mês e encerrada na semana passada. Nas manifestações enviadas ao ministério, as entidades do setor se queixaram da proposta do governo. Para elas, a nova metodologia promove mudanças estruturais no modelo computacional considerando apenas a conjuntura atual.

Os documentos disponibilizados deixam claro que uma das premissas do governo é garantir que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste cheguem ao final do período seco, em novembro, com 20% da capacidade. Como exemplo, a capacidade de armazenamento deve ficar em 7,5% no fim de novembro.

A percepção do setor é que, se aplicada a metodologia apresentada, existe o risco de térmicas serem acionadas além do necessário, mesmo em períodos de chuvas mais favoráveis. Por consequência, o consumidor sofreria com a alta no custo de operação para, em seguida, verem as hidrelétricas liberarem a água pelos vertedouros sem gerar energia. A adequação do modelo computacional também prevê a redução do volume de energia “firme” das hidrelétricas, aquela que a usina realmente consegue entregar (garantia física).

O corte previsto é da ordem de 2.353 megawatts médios. A medida tende a reduzir o déficit de produção das hidrelétricas sobre o montante contratado (GSF) - cairia de 20,4% para 16,4%, conforme simulação das análises da evolução do modelo. Os estudos para mudança do modelo operativo do setor foram conduzidos pelo grupo de trabalho criado pelo governo. A iniciativa partiu da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico. Hoje, o grupo técnico promoverá para o setor um workshop sobre o assunto.

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