Mais de 60% dos projetos de geração e transmissão estão atrasados, o que deixa as distribuidoras mais dependentes do inflacionado mercado de curto prazo

A falta de chuvas e a queda no nível dos reservatórios fizeram o mercado voltar atenção para a energia nova que deve entrar no sistema. O problema é que mais de 60% das obras de geração e transmissão estão atrasadas, algumas em mais de um ano. Os atrasos agravam a exposição das distribuidoras num momento em que o preço da energia no mercado livre é o maior permitido – R$ 822 o megawatt-hora (MWh). Os dados são da reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) realizada em dezembro. Desde então, informações sobre atrasos sumiram das atas

A situação mais crítica está na área de transmissão. Em dezembro, 71% das obras estavam atrasadas, com uma diferença média de 13 meses e meio em relação ao cronograma. Na geração, apenas 36% das obras estavam dentro do cronograma original. Na média, usinas hidrelétricas, térmicas e eólicas estavam com atraso de oito meses e meio. Também há problemas nas subestações: 74% delas tinham atraso, de em média oito meses.

A maior parte dessa energia já foi vendida nos leilões e deveria ser entregue às distribuidoras, que, descontratadas, precisam comprar energia no mercado livre. Em 2013, 1,5 mil MW de energia vendida nos leilões não entrou no sistema por atrasos, segundo levantamento da consultoria Excelência Energética. A diferença entre o que as empresas deveriam pagar pela energia contratada e o que elas estão, de fato, pagando no mercado à vista – cujo preço elevado reflete o uso intenso de usinas térmicas – será repassada na conta de energia. Desde o início do ano, o custo a ser dividido pelos consumidores é de R$ 11,2 bilhões.

Há outro agravante. As usinas que ficaram prontas mas estão paradas por falta de linhas de transmissão têm custo duplo: além da energia que não entrou no sistema e precisa ser compensada com a compra no mercado à vista, é preciso pagar o gerador que entregou a obra no prazo previsto.

“Se o setor elétrico estivesse bem, o custo da energia que não é gerada por falta de linhas de transmissão seria absorvido normalmente. Mas num cenário problemático, cada atraso contribui para agravar ainda mais a situação”, diz consultor Erik Eduardo Rego, da Excelência Energética.

Em 2013, 1,2 mil MW de energia eólica não entraram no sistema por atrasos na transmissão, segundo Elbia Mello, presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica). Neste ano, dos 82 projetos em andamento, 25 apresentam atraso – juntos eles somam 869 MW.

Obstáculo

Embora existam problemas de gestão e questões fundiárias a resolver, o licenciamento ambiental é a origem da maior parte dos atrasos. “Há três anos fizemos um levantamento. Enquanto a Aneel considerava quatro meses para a obtenção da licença ambiental, o estudo mostrou que, na prática, a autorização demorava 17 meses”, conta Cesar de Barros Pinto, diretor-executivo da Associação Brasileira de Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). Recentemente a Aneel flexibilizou os prazos das obras de transmissão para 32 e até 42 meses.

Licitada em 2008, a hidrelétrica de Baixo Iguaçu, no Sudoeste do Paraná, deveria ter entrado em operação em 2013. Mas uma ação que questionava a legalidade da licença ambiental atrasou o início das obras. O contrato de concessão foi assinado apenas em 2012 e as obras começaram no ano passado. Assim, o início do fornecimento de energia foi alterado para setembro de 2016.

Leilão tenta baixar custo da distribuição

Sem previsão de chuvas em volume suficiente para encher os reservatórios nos próximos meses, as expectativas das distribuidoras estão depositadas no leilão de energia “A-0” marcado para 30 de abril. O desafio do governo é oferecer condições que sejam atrativas para os geradores. O consultor Erik Eduardo Rego, da Excelência Energética, diz que nenhum valor abaixo de R$ 300 por megawatt-hora (MWh) tem potencial para atrair os vendedores de energia diante do cenário de continuidade da estiagem. Quanto ao prazo, ele acredita que algo entre quatro e cinco anos é o limite.

“Quanto mais longo o prazo, menor é o preço médio. Uma coisa é certa. O governo não pode cometer o mesmo erro de 2013, quando dois leilões de curto prazo fracassaram porque havia a expectativa de preço melhor no mercado livre”, avalia. No leilão de junho passado, por exemplo, o governo definiu um preço-teto de R$ 171,80 por MWh, que não atraiu geradores. Hoje a maioria prefere vender energia no mercado à vista, por R$ 822 o MWh.

Se o leilão fracassar, o socorro às empresas poderá ser ainda maior. Inicialmente, a previsão era de R$ 8 bilhões, mas já se sabe que serão necessários pelo menos R$ 11,2 bilhões.