O aumento da energia na reestruturação do modelo de operação do sistema foi admitido pelo governo federal em simulações. Esse é um dos efeitos das ações para minimizar os impactos da crise hídrica no setor. O processo sob responsabilidade do Ministério de Minas e Energia (MME) elevaria as tarifas aos consumidores em razão das despesas adicionais que somam R$ 8,57 bilhões.
A nova etapa de consulta pública voltada à proposta de ajuste no presente programa computacional do setor foi aberta em 06 de julho. A decisão deverá ser tomada pelo MME até o final de julho para aplicação em 2022.
A proposição do governo federal altera o parâmetro de acionamento de térmicas para um patamar mais conservador, de forma a garantir a “elevação estrutural dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, sobretudo aos finais dos períodos secos”. Para ampliar a confiabilidade do programa, técnicos do governo adotaram o segundo maior nível de “aversão ao risco” entre oito levantados.
Caso seja mantida a proposta, o efeito será a antecipação do despacho térmico mais caro do sistema ao menor sinal de chuva, o que levaria a um aumento nas tarifas de energia tanto nas distribuidoras de energia quanto nos preços de referência do mercado de curto prazo (spot), o PLD.
No estudo, são feitas recomendações que compreendem o aumento de custos ao consumidor. A análise do governo, porém, 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”.
A nova versão, que passa a valer em 2022, contrasta os resultados do modelo atual aos números da versão atualizada do programa para a crise hídrica do ciclo 2020/2021.
As condições de abastecimento e o custo de operações são fatores que só poderão ser calculados dependendo do imprevisível retorno das chuvas a partir de novembro, período em que é esperada uma recuperação nos níveis dos reservatórios.
Uma alteração no critério pode permitir que o acionamento de usinas mais caras fique a cargo do programa computacional mesmo que a comparação entre modelos apresentada pelo MME indique uma diminuição do gasto com as térmicas. Em teoria, o valor passaria de R$ 19,4 bilhões para R$ 20,7 bilhões.
Conforme resolução das autoridades do setor, desde o início de 2021 as térmicas passaram a gerar energia ao custo de 1,5 mil megawatt-hora (MWh). Caso seja autorizado fora do programa, este tipo de operação gera aumento no custo do sistema que não se reflete no PLD, o que eleva o valor do encargo de térmicas (ESS) recolhido através das contas de luz e que tem como parâmetro de cálculo a diferença entre o preço da energia de mercado do spot e o custo real de operação.
Seguindo o modelo do governo federal, o valor médio do PLD seria elevado de R$ 182,5 para R$ 474,9 o megawatt-hora (MWh). De um lado, um maior impacto gerado pelo novo patamar do PLD e, do outro, uma redução de R$ 3,57 bilhões do ESS, custeado pelo consumidor final.
O consumidor sofreria o impacto de 4% nas tarifas mesmo com a redução no ESS. Isso porque é preciso assegurar a cobertura do valor de R$ 8,57 bilhões diante da atual crise hídrica. A alteração do modelo também considera que, em cenários como o atual, os recursos arrecadados pelo sistema de bandeiras tarifárias passem de R$ 7,46 bilhões para R$ 12,6 bilhões.
A adequação do modelo não seria capaz de gerar ganho significativo do armazenamento nos reservatórios. O número passaria de 11,8 pontos percentuais para 12,7 pontos. Apesar do pequeno ganho oferecido pela proposta do governo federal, não há a contrapartida de adoção permanente de itens aplicados atualmente, como o controle de vazão nas hidrelétricas do Sudeste ou acionamento emergencial de térmicas sem contrato.
Hoje o programa computacional utilizado é o Newave/Decomp. O software é criticado por sua metodologia, que não reflete a realidade física do sistema PLD, e por ser considerado ultrapassado. Sua ineficiência exige que o CMSE (?) realize intervenções constantes no acionamento de térmicas, de maneira a reparar a rota de operações e assim evitar um colapso no abastecimento como neste ano.
A primeira proposta para mudança no modelo de operação do sistema se deu durante o mês de junho. Já a Consulta Pública nº 109/2021 ocorreu entre 05 e 12 de julho.
O governo recebeu manifestações de entidades do setor em que foram feitas queixas à proposta. De acordo com esses representantes, a nova metodologia produz alterações no modelo computacional sem levar em conta futuras conjunturas.
É possível notar nos documentos disponibilizados que as premissas do governo federal se concentram na garantia de que os reservatórios Sudeste/Centro-Oeste cheguem até o final do período seco (novembro) com 20% de sua capacidade. Contudo, esta capacidade deve ficar em 7,5% no fim de novembro.
O ponto de vista do setor é de que, no caso de aplicação dessa metodologia, exista um risco de acionamento desnecessário de térmicas, até mesmo em períodos mais chuvosos. O resultado seria o aumento na tarifa aos consumidores para financiar a operação, seguido da liberação de água através dos vertedouros das hidrelétricas sem geração de energia.
A redução do volume da energia realmente entregue pelas usinas (energia firme) também seria abrangida pela adequação do modelo computacional. É esperada uma diminuição por volta de 2.353 megawatts médios. O direcionamento da medida visa reduzir o deficit de produção das hidrelétricas sobre o montante contratado (GSF) de 20,4% para 16,4% – segundo a simulação de análise da evolução do modelo.
Os estudos para mudança do modelo operativo do setor ficaram sob responsabilidade de um grupo de trabalho do governo. A inciativa foi liderada pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico, que também realizou um workshop sobre o tema para o setor.
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