Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A negociação de um acordo no TCU (Tribunal de Contas da União) pela redução da inflexibilidade de três termelétricas da Eneva contratadas em leilões passados (2011, 2019 e 2022) tem prazo até as 20h desta terça-feira (22) e aguarda apenas o aval da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), apurou a Agência iNFRA. A reguladora terá reunião administrativa para tratar do tema nesta segunda-feira (21).
Fontes dão conta que as outras duas partes envolvidas, MME (Ministério de Minas e Energia) e Eneva, já teriam concordado com os termos de uma das propostas à mesa. Ela preserva a receita fixada nos contratos, mas autoriza maior flexibilidade às usinas e permite que parte da energia a ser entregue pela Eneva tenha origem renovável, em parques próprios ou adquirida junto a terceiros. Isso abre espaço para a redução do curtailment (cortes compulsórios de geração) conforme pretendido pelo MME, ao passo que as termelétricas da Eneva passariam a despachar menos, de forma concentrada nos horários de ponta do consumo, reduzindo o comprometimento das reservas de gás da companhia. A proposta foi desenhada para ter neutralidade de custo ao consumidor final.
Pontos manifestados pela ANEEL passam pelas condições futuras do SIN (Sistema Interligado Nacional): os técnicos questionam se, daqui a uma década ou mais, com o cenário de curtailment potencialmente superado, o país poderia voltar a precisar dessas mesmas térmicas despachando praticamente o tempo todo, como acontece hoje. Pessoas com conhecimento do assunto avaliam que o desenho do acordo proposto endereça um problema que ainda deve marcar o sistema por alguns anos, e que não é possível projetar o longo prazo com precisão.
As usinas da Eneva de que tratam o acordo estão localizadas no Maranhão e no Amazonas. Essas unidades foram contratadas sob modelo de inflexibilidade (despacho contínuo) na seguinte cronologia: UTE Maranhão III, no LEN A-3 (Leilão de Energia Nova A-3), de 2011; UTE MC2 Nova Venécia 2, no LEN A-6, de 2019; e UTE Azulão II, no LRCE (Leilão de Reserva de Capacidade de Energia), de 2022. Juntas, as quatro unidades têm uma capacidade de geração total de 1,2 GW.
Detalhamento
Pelo acordo, apurou a Agência iNFRA, cai a obrigação de geração compulsória das três usinas, cerca de 631 MW médios anuais e mais de 1 mil MW de inflexível se considerado os segundos semestres. Em troca, ficam preservados 1,2 GW de potência à disposição do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), os volumes contratados e os CVUs (Custos Variáveis Unitários) previstos nos contratos originais. A operação do sistema passaria a ser balizada por um novo CVU operativo, e o tempo mínimo de operação de Maranhão III e Nova Venécia 2 cairia de 120 horas para 12 horas. A entrega da energia contratada quando o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) for inferior ao novo CVU operativo deverá acontecer por meio de geração própria ou registro de contrato com terceiros, ficando o risco de PLD integralmente com a Eneva.
Esse acordo teria o potencial de reduzir o curtailment em 215 MW médios até 2030, explica uma fonte. Para efeito de comparação, o Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição acionado pelo ONS em duas ocasiões, em junho e agosto deste ano, mobilizou cortes de cerca de 1 mil MW de usinas conectadas na rede de distribuição. Cálculos da CCEE estimam um ganho líquido para os consumidores regulados de aproximadamente R$ 1,7 bilhão entre 2026 e 2030. O arranjo de momento, avalia um interlocutor, garantiria maior segurança ao SIN, contemplaria interesses da Eneva e beneficiaria o consumidor.
