Um dos benefícios que o Brasil colheu ao longo do período úmido do ano passado pode ser quantificado este ano com a venda do excedente turbinável de energia. Segundo dados estimados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, no acumulado de janeiro a abril, as usinas do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) deverão ter uma receita adicional de quase R$ 500 milhões com a energia exportada para Argentina e para o Uruguai.

De acordo com o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri Silva, até o final de março os valores acumulados somaram R$ 342,5 milhões com a exportação. Foram R$ 31,5 milhões em janeiro, com 553 MW médios, outros R$ 80 milhões com a venda de 1.487 MW médios em fevereiro e outros R$ 231 milhões com 1.451 MW médios no mês passado.

“Para o mês de abril os valores não estão fechados mas no acumulado deverá ficar perto de R$ 500 milhões”, disse o executivo em café da manhã com a imprensa nesta segunda-feira, 17 de abril. “Fomos ajustando o preço a um nível que possibilitasse a apuração de receita para o MRE ao limite das térmicas para que estas não fossem chamadas a operar”, explicou.

Tanto é assim que o valor da energia para a exportação de vertimento turbinável começou em R$ 76 por MWh até 26 de fevereiro. Depois disso, os valores foram sendo alterados a cada três dias. Tanto que em 27 de fevereiro avançaram a R$ 138 e chegaram ao pico de R$ 242 por MWh de 13 a 22 de março. Esse montante acabou levando ao acionamento de quatro UTEs – Cubatão, Termorio, Vale do Açu e Termobahia. Por isso, o valor recuou a R$ 207 a partir do dia 23 de março.

Esse valor de quase R$ 500 milhões, explicou o executivo da CCEE, que deixará o cargo no fim deste mês por conta do final do segundo mandato, será destinado às 601 usinas participantes do MRE. Essa divisão dos valores é proporcional à participação de cada uma no ‘condomínio’.

No início da exportação eram 1.900 MW médios, esse volume manteve-se até o dia 8 de março, depois recuou a 1.513 MW médios, e agora está em 1.529 MW médios. Mas esse volume deixará de ser exportado por conta do final do período úmido. A tendência agora é de que termine essa venda de energia aos vizinhos. Um sintoma é o fechamento de muitos vertedouros de usinas hidrelétricas pelo país. Nos três primeiros meses do ano, o chamado EVT ajudou no índice de GSF em 1,1 p.p em janeiro, 2,7 p.p. em fevereiro e em 2,6 p.p. em março. Os valores de abril ainda não foram fechados.

Altieri defendeu ainda que o governo aproveite esse período seco que está começando para definir a questão de preços para essa exportação no futuro. Ele comentou que aumentar os preços da forma que foi implementado não é o ideal. “Mesmo elevando o preço como fizemos não houve competição entre os comercializadores”, apontou. Inclusive, lembrou ainda que os importadores reclamaram da elevação dos preços, pois queriam comprar a valores mínimos, uma vez que na prática era água que estava sendo ‘jogada fora’. Os valores da energia estavam a R$ 900 por MWh, tanto na Argentina quanto no Uruguai.

GSF

Apontado como o principal ponto de tensão no mercado brasileiro durante a sua gestão, o GSF ainda possui pendências que precisam ser resolvidas. Uma delas é o valor que está bloqueado por medidas liminares que limitam o repasse aos credores. São cerca de R$ 900 milhões, que tem mantido a liquidez do MCP na casa de 60% desde setembro do ano passado.

Com esse volume, Altieri destacou que a percepção de adimplência dos credores está em um patamar de 27% para agentes com liminar que tem alcance de acordo com a regra do setor e para agentes sem liminar. Para aqueles que possuem liminar para não participar do rateio essa percepção é sensivelmente maior, chegando a 89%, de acordo com dados de fevereiro.

Na avaliação do executivo, esses níveis não podem continuar, mas, disse, “parece que os agentes se acostumaram a esses índices, não pode ser assim”.

Outro ponto destacado por Altieri é a questão das sobrecontratações das distribuidoras. Na média as concessionárias estão com 108,5% da demanda contratada. Ele indica que alguma necessidade de energia só deverá ocorrer mesmo em 2025, quando o índice deverá chegar a 98,9% por conta do final de contratos de térmicas no mercado regulado. Esse volume vai aumentando até chegar ao final de 2027 em 6,5 GW em energia descontratada. Somando com a descotização das usinas da Eletrobras, esse montante somará pouco mais de 13 GW.