Gabriel Vasconcelos, Marisa Wanzeller e Geraldo Campos Jr., da Agência iNFRA
Os preços-teto definidos pelo MME (Ministério de Minas e Energia) para a contratação de termelétricas no LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência) de março causaram descontentamento geral no mercado nesta terça-feira (10), tanto entre donos de projetos conectados à malha de gasodutos quanto desconectados. Os preços máximos, próximos à metade do que as empresas estimavam, uniram os dois lados que até então disputavam as regras do leilão.
A avaliação é que o cálculo ignorou as mudanças nas condições do mercado fornecedor e de construção de termelétricas desde o último leilão desse tipo, realizado em 2021. “O mercado agora está inflacionado, o preço da turbina aumentou 80% e há fila de espera por compressores”, avalia uma fonte.
“A melhor palavra para definir esse preço é inexequível”, afirmou à reportagem um alto executivo de empresa com projetos cadastrados no certame. Um membro da cúpula de outra companhia que pretende participar do leilão disse que insistir nos termos aprovados hoje significaria contratar um apagão ou um leilão emergencial, porque o certame de março daria “vazio”. Outros agentes do setor falaram na mesma linha.
Expectativa x realidade
Enquanto o mercado esperava preços entre R$ 2,2 milhões/MW.ano (megawatt-ano) e R$ 3,1 milhões/MW.ano, a definição do governo ficou em R$ 1,6 milhão/MW.ano para empreendimentos novos e R$ 1,12 milhão/MW.ano para aqueles já existentes.
João Carlos Mello, CEO da Thymos Energia, diz que a projeção da consultoria é de que o preço para usinas novas deveria ficar em R$ 2,6 milhões/MW.ano. Já quanto às térmicas existentes, ele lembra que até 2028 serão 14,3 GW (gigawatts) de empreendimentos que ficarão descontratados e, no modelo atual, também teriam dificuldade em competir para continuar operando.
“É uma frustração, pois é um leilão que estamos desde 2021 para fazer. E nesse tempo todo o sistema foi cada vez mais complexo para operar, conforme milhares de falas do ONS [Operador Nacional do Sistema Elétrico]. E essas máquinas são justamente para ajudar no enfrentamento desse problema de complexidade. Colocar um preço que é irreal gera essa frustração de não contratar novas térmicas e ainda de perder parte do parque gerador atual”, disse o CEO da Thymos.
Dificuldades
Os agentes apontam que os valores fixados dificultariam até mesmo a obtenção de crédito junto aos bancos para a construção das usinas. “Qual é o banco que vai financiar um projeto que dá um retorno abaixo de 10%?”, questionou uma fonte.
Junte-se a isso o cenário de juros altos; prazo apertado para entrega de projetos novos – já em 2028 – e exigências de contrato, como multas mais rigorosas que as verificadas no edital de 2021. “Como assumir todos esses riscos para fazer um projeto ‘fast-track’ e com preços irrealizáveis?”, questiona o CEO de uma empresa interessada.
Inflação na cadeia
Pesa nas reações negativas o aumento dos custos dos equipamentos. Os preços globais na cadeia de fornecimento estariam consideravelmente mais altos do que à época de leilões anteriores, o que faz com que alguns projetos não fiquem de pé nos termos propostos pelo MME.
Um dos motivos apontados para a alta no custo dos equipamentos é a política do governo Donald Trump nos Estados Unidos, que tem impulsionado a construção de novas térmicas no país. Outro seria o boom de datacenters em todo o mundo. Ambos teriam feito explodir a demanda por equipamentos de geração, aumentando os preços.
“Alguns equipamentos mais que dobraram de preço: a ilha de potência (turbina/motor e geradores), transformador etc. estão até 2,5 vezes acima do preço que custavam em 2021, em dólar. O custo de construção, com epcista [termo em inglês para a empresa contratada e encarregada pela engenharia, suprimento e construção do projeto] também teve aumento da ordem de 40% a 60% em dólar no período”, disse um executivo.
Usinas existentes
Esse interlocutor ainda sugere que alguns técnicos do governo também “olharam mais” para o caráter amortizado de ativos existentes, do que para custos relevantes concentrados na solução e suprimento de gás; contratação da malha de transporte via contratos ‘take or pay’ e espaço em terminais de terceiros; além do custo com equipes na planta em tempo integral.
“Isso tudo são custos fixos para ficar disponível ao sistema elétrico, que também não foram considerados adequadamente no cálculo”, reclama um executivo cuja empresa já avalia não oferecer propostas. E ela não está sozinha: mesmo a Petrobras, que tem uma capacidade instalada de 2,9 GW a ser recontratada entre 2026 e 2027, amortizada e com gás próprio, estaria insatisfeita com os valores fixados pelo ministério, abaixo do estimado pela estatal, segundo fontes ouvidas pela Agência iNFRA.
Também entram nos custos das usinas existentes possíveis adequações necessárias para que o empreendimento se adapte ao leilão: “Agora tem rampa [de carga], tem uma porção de requisitos que você tem que adaptar às usinas, a manutenção tem que aumentar, isso custa dinheiro. Você tem que se preparar para possíveis penalizações. Agora nada disso pode entrar [no preço]”, pondera uma fonte do mercado. “Quem é que vai entrar em sã consciência com um risco desse?”
