Restrições na transmissão agravam crise financeira das usinas do Madeira

As restrições no sistema de transmissão das usinas hidrelétricas do Rio Madeira, que vêm impactando diretamente na geração de Jirau e de Santo Antônio, devem piorar ainda mais as contas das operadoras dos dois empreendimentos. A situação se agrava num momento em que há a necessidade de oferta para atender a alta de demanda decorrente das temperaturas elevadas na maior parte do país. O efeito cascata, segundo as empresas, vai desaguar nos custos associados ao risco hidrológico, que pressiona as finanças das geradoras hídricas e afeta o acerto de contas que ocorre no mercado de curto prazo.

A restrição operacional na linha de 2.400 km entre Porto Velho e Araraquara, que leva a energia das usinas para o Sistema Interligado Nacional, começou no último sábado (12) no bipolo 1 e acabou afetando também o bipolo 2. Consequência disso, o chamado “vertimento turbinável” – quando as águas do Madeira passam pelas turbinas do tipo bulbo sem que haja a produção de eletricidade – atual é de cerca de 1.700 MW nas duas usinas. Com capacidade de 3.750 MW, Jirau tem gerado cerca de 2.700 MW. Já Santo Antônio, cuja operação plena poderia atingir 3.420 MW, tem operado com 750 MW a menos.

Um dos pleitos defendidos pelas empresas juntos aos órgãos do setor é a revisão do que é pago a título de Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST). No caso da Energia Sustentável do Brasil, operadora de Jirau, a previsão é que o encargo represente uma fatia de 38% da receita bruta do empreendimento neste ano de 2019, chegando a aproximadamente R$ 900 milhões de custo. “Temos que ser ressarcidos em função de todos esses problemas na transmissão”, alega Victor Paranhos, diretor-presidente da empresa. A reivindicação já foi levada ao conhecimento da Agência Nacional de Energia Elétrica.

Hidrelétrica de Jirau

O impacto na Santo Antônio Energia não é diferente. Desde novembro a empresa vem registrando débitos mensais próximos de R$ 5 milhões na liquidação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, devido aos problemas na transmissão. Caso a restrição atual permaneça, o mesmo impacto deverá ser contabilizado na operação relativa a janeiro. “Já solicitamos formalmente à Aneel, juntamente com a Energia Sustentável do Brasil, o ressarcimento desses prejuízos. O problema se agrava porque não há alternativa de escoamento, como ocorre em Itaipu e Tucuruí”, explica Roberto Junqueira, presidente da SAE.

Em nota divulgada esta semana, o órgão regulador informou que “acompanha ocorrências nas redes de transmissão da região Norte” e que “acionou as empresas responsáveis para apresentarem os relatórios detalhados dos incidentes nas instalações e as providências adotadas para sanear os defeitos”. Além do problema no sistema de proteção de linhas do Madeira, de responsabilidade da Eletronorte, uma outra ocorrência, nas instalações da Belo Monte Transmissora de Energia, com queda de torres de transmissão, também restringiu a geração da usina de Belo Monte (11.233 MW – PA).

Rombo com GSF

O período de cheia do Rio Madeira, que começou em dezembro e deverá se estender até meados de abril, é ainda mais prejudicial aos consórcios responsáveis pelas hidrelétricas, não apenas do ponto de vista operacional, mas também financeiro. Isto porque é justamente nesta época do ano que as hidrelétricas podem operar em plena capacidade, até mesmo superando suas potências nominais. Foi o que ocorreu em Jirau no último dia 30 de dezembro, quando as 50 máquinas estavam em funcionamento – algo que ocorreu apenas uma vez nos últimos 30 dias. A produção no penúltimo dia de 2018 atingiu 3.761 MW.

“A expectativa de faturamento elevado nesses quatro primeiros meses do ano está se perdendo com as restrições na transmissão”, lamenta Paranhos, que faz as contas de outra perda, ainda maior: o GSF (sigla em inglês para risco hidrológico). No caso da Energia Sustentável do Brasil, o rombo registrado em 2018 pela geração hídrica menor que a prevista nos contratos chegou a R$ 2,2 bilhões. A perspectiva é que o débito fique na casa de R$ 900 milhões em 2019. Na SAE, embora a despesa bruta com o GSF ano passado tenha ficado em R$ 1 bilhão, ações de hedge e descontratação reduziram a despesa líquida para R$ 400 milhões.

Tanto Paranhos quanto Junqueira acreditam que as equipes do Ministério de Minas e Energia e da Aneel encontrem uma solução para o novelo em que se transformou o GSF no setor elétrico, que já totaliza débitos de quase R$ 7 bilhões. Na semana passada, ao participar de sua primeira reunião à frente do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, o ministro Bento Albuquerque afirmou que pretende trabalhar junto aos demais órgãos do setor para resolver a questão em até 30 dias. “Há como chegar a uma solução, técnicos com visão de mercado e de longo prazo. Mas tem que ser urgente”, frisa o presidente da ESBR.