Análise do ILUMINA: Como sempre faz, o Ilumina, ao comentar uma reportagem adiciona informações e considerações que não estão no texto.

Resumindo, trata-se de mais uma má notícia relacionada ao já elevado preço da energia elétrica no Brasil.

Mesmo com a queda de consumo, vejam as incoerências:

1. Os certificados de garantia física para usinas contabilizam a “oferta” de energia. É um valor fixo, depende de parâmetros altamente subjetivos tais como “custo do déficit” e “taxa de desconto do futuro” entre outros.
2. Esse foi o “jeitinho” que o Brasil deu para “mimetizar” (imitar) um sistema cuja a maior parte da energia provém de usinas térmicas.
3. Esses certificados deveriam ter sido revistos, tanto porque os parâmetros são subjetivos, como porque o sistema físico se altera.
4. Mas, cadê coragem para enfrentar poderosos capitais e dizer que suas usinas não valem mais o que valiam? Nada foi feito!
5. Solução? Cria-se uma energia “por fora” que cobre as deficiências do certificado e cobra-se do consumidor como encargo.

Qual é o tamanho desse problema?

 

Basta dar uma olhada no gráfico acima que mostra dados para o conjunto das Hidráulicas. Linha vermelha – Garantia Física. Linha Azul – Geração Real.

Como se pode ver, a garantia física já se descolou da geração real desde 2014. A geração já chegou à apenas 62% da garantia. Ou seja, a “oferta” é de “mentirinha”. Precisa ser complementada por outras usinas (*). 

Bingo! Usinas de Reserva! Quem paga? O consumidor! Reparem que, na realidade, isso significa pagar duas vezes para ter a garantia “fantasiosa” do modelo brasileiro.

Vejam quanta energia “por fora” já estamos pagando! Segundo dados da CCEE, em 10 leilões, já “contratamos” sem saber, mais de 12.000 MW (quase uma Itaipu) de energia de reserva (leia-se encargos). Preço médio atualizado de R$ 211/MWh. Considerando os custos desde o 1º leilão (2008), um sobrecusto de R$ 152 bilhões!

As nossas principais discordâncias da análise mostrada na reportagem são:

1. O Rio São Francisco vem apresentando afluências médias decrescentes desde o fim da década de 1980. O setor está cansado de saber. O que foi feito? Nada!
2. Como pode ser observado no gráfico, a atual situação deficitária foi precedida de um grande período superavitário (as hidráulicas chegaram a gerar + 40% do que sua garantia). Como estamos tratando de uma política de gestão de um estoque, parte da situação de déficit está originada na “festa” de sobreuso de reservatórios, que só terminou, coincidentemente, com o anúncio da MP 579, que reduziu tarifas artificialmente e inutilmente. Não é verdade que a culpa seja de São Pedro.

Enquanto isso, o sol brilha lá fora e o Brasil ainda não analisou que efeitos sobre o modelo teriam uma política de incentivo a geração distribuída. Talvez porque o fato de que apenas 15% da área do estado de Sergipe gere toda a energia que o Brasil consome e isso mete medo.

(*) Ao mesmo tempo em que se pensa em novos leilões de “energia tapa buraco”, fala-se em “excesso de oferta” e “leilão de descontratação”. Enquanto isso, com dados do ONS de dezembro, os mais recentes até essa data, os reservatórios todos somados têm energia equivalente a apenas 1,5 da carga mensal. Vejam.

 

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Por Rodrigo Polito | Do Rio

 

A aparente sobra estrutural de energia no sistema e o baixo risco de racionamento para os próximos anos não contemplam a queda de produtividade de grandes hidrelétricas ­ provocada por efeitos climáticos, como escassez de chuvas ­ e o acionamento de termelétricas para suportar o atendimento à rede. O problema, diagnosticado em estudo que será apresentado hoje à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), indica a necessidade de realização de leilões para a contratação de energia de reserva já neste ano. Hoje, o país não corre risco de racionamento, mas deve pagar um custo mais alto pela energia, se não contratar novos projetos de custo mais baixo.

De acordo com o estudo, feito pela consultoria Engenho e encomendado pela

Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), o sistema brasileiro teve um déficit de 8,7 mil megawatts de energia prevista para ser produzida por usinas sujeitas a efeitos climáticos no ano passado. O volume equivale a cerca de 13% do consumo total de energia do país em 2016, ou quase a energia produzida por duas usinas de Belo Monte.

O déficit significa a diferença entre a “garantia física” ­ o “carimbo” das usinas indicando a quantidade de energia que cada uma delas deve gerar e pode comercializar ­ e o total de fato produzido por elas, com base em dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

“É possível observar grande sobra de garantia física sem a contrapartida equivalente de geração real”, informa o estudo, assinado por Leontina Pinto, diretora da consultoria, e Alexandre Lafranque. “A sobra de garantia física não é, na realidade, tão grande. As usinas ‘movidas a recursos climáticos’ não foram suficientes para atender à carga e há uma geração térmica expressiva”, diz Leontina.

Segundo a consultora, o “gap” na produção real das usinas se deve principalmente à falta de chuvas no Nordeste. “O Nordeste está sem água há cinco, seis anos”.

Essas hidrelétricas, sobretudo no Nordeste, teriam um papel importante hoje para regular, ou “modular” (no jargão do setor elétrico) a geração de energia de eólicas na região. As hidrelétricas podem ampliar ou diminuir a geração para substituir a produção de eólicas, que varia com a disponibilidade e intensidade de vento.

Devido à seca no Nordeste, a “modulação” tem sido feita por térmicas.

Segundo Leontina, dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que térmicas com custo de operação de até R$ 1 mil por megawatthora (MWh) foram acionadas em dezembro. Como essas térmicas são acionadas e desligadas em momentos do dia, elas não estão sendo consideradas no preço de liquidação das diferenças (PLD) ­ o preço de energia no mercado à vista ­, nem nas bandeiras tarifárias, mas o custo écontabilizado no Encargo de Serviços do Sistema (ESS), cobrado na tarifa de energia.

De acordo com o estudo, baseado na produtividade das usinas em 2016, há um déficit de garantia física em relação à geração real de 9 mil MW médios para 2017, de 10 mil MW médios para 2018 e 10,6 mil MW médios para 2019. Segundo o documento, parte desse montante pode ser atendido por térmicas de custo operacional baixo e o restante deveria ser suprido por projetos a serem contratados em leilões de reserva.

Considerando nota técnica da EPE sobre o segundo leilão de energia de reserva (LER) de 2016, previsto para dezembro, mas cancelado, a consultoria considerou termelétricas com custo operacional de até R$ 193 por MWh.

Com isso, o déficit de energia que deveria ser contratado em leilões de reserva é de 763 MW médios para este ano, 1,6 mil para 2018, 2,23 mil para

2019 e 2,4 mil para 2020.

Segundo o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, as empresas do segmento têm condições de entregar projetos no fim de 2019, caso seja feito um LER no primeiro semestre deste ano. Ele defende um segundo leilão, no segundo semestre, para contratar projetos para fornecimento no fim de 2020. O executivo ressaltou que havia pelo menos 13,3 mil MW de projetos de energia solar cadastrados para o LER do fim de 2016 e que estão aptos para os novos leilões.

“O investimento em energia de reserva é um sinal de maturidade e que vai ajudar o planejamento, não só do setor elétrico, mas da economia em geral”, afirmou Sauaia. Segundo ele, o objetivo do estudo é auxiliar o governo na definição de estratégias de contratação de energia futura.

O presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, disse que todo trabalho que busque o aperfeiçoamento do setor é bem­vindo. “O estudo ainda será analisado pela EPE e o Ministério de Minas e Energia, que tem a intenção de discutir com a sociedade a inserção de [fontes] renováveis, que é uma realidade, dentro de uma lógica que zele a coerência e os princípios que têm orientado a nova gestão do setor.”