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Análise: Decisão da ANEEL de incluir Itaipu no PLD mínimo divide setor; judicialização começa

Roberto Rockmann*

As discussões sobre a metodologia aplicada no cálculo do PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) mínimo para 2023 estão a todo vapor, no momento em que as chuvas e a entrada de nova capacidade neste ano derrubaram os preços no curto e médio prazo.
 
Uma ação judicial impetrada pela comercializadora Enercore contra decisão do ano passado da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) sobre a metodologia está fomentando o debate.
 
Grosso modo, o processo aponta que o PLD mínimo desde janeiro já deveria estar em cerca de R$ 15 o MWh, mas, “por indevida utilização da TEO (Tarifa de Otimização) de Itaipu para sua fixação, foi ilegitimamente fixado em R$ 69,04 o MWh.”
 
A ação – feita pelo Serrão Advogados e Bettiol Advogados – destaca que o § 2º do artigo 57 do Decreto 5.163/2004 determina que a ANEEL calcule o valor mínimo do referido PLD, “levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties”.
 
Queda de braço
Começa-se a assistir a uma queda de braço entre agentes: de um lado consumidores livres, indústrias e algumas comercializadoras querendo mudanças; de outro, geradoras hídricas, preocupadas com a mudança, que poderia levar a preços ainda mais baixos no mercado livre, recontabilização de contratos e até impacto em provisão em balanços.
 
Especialistas acreditam que a ação, que estaria baseada em erro regulatório da agência, não deve ter impacto sobre o PLD mínimo em 2023 (por conta do impacto da recontabilização de contratos no ano já iniciado), mas poderá modificá-lo a partir de 2024.
 
O cerne do debate foi a publicação da Resolução Normativa ANEEL 1.032/2022. Nela, em vez de calcular o valor mínimo do PLD considerando todos esses elementos, a agência teria adotado “ilegítima e desnaturada regra que estabelece que o valor mínimo do PLD será ‘o maior valor’ entre a denominada ‘Tarifa de Otimização de Itaipu’ (‘TEO de Itaipu’) e a ‘Tarifa de Otimização’ (‘TEO’, concernente às demais usinas hidrelétricas)”, segundo a Enercore em seu processo.
 
Registre-se que a TEO é destinada a cobrir os custos incrementais de operação e manutenção das usinas hidrelétricas e de pagamento da compensação financeira pelo uso de recursos hídricos.
 
A ação ressalta que, com essa decisão, o valor mínimo do PLD é agravado por ser o valor da TEO de Itaipu, de R$ 69,04/MWh, “materialmente distinto por componentes peculiaríssimos e muitas vezes superior ao valor da TEO das demais usinas hidrelétricas, de apenas R$ 15,05/MWh”.

O documento afirma ainda: “Como se tal não bastasse, a ANEEL, em 30.12.2022, deliberou pela adoção da Resolução Homologatória nº 3.167/2022, por meio da qual adotou, como valor mínimo do PLD, a TEO de Itaipu (no montante de R$ 69,04/MWh) – desconsiderando, de resto, todas as múltiplas impugnações e as confessadas limitações da ANEEL na fixação da própria TEO de Itaipu.”

Os advogados argumentam que a TEO de Itaipu simplesmente não corresponde aos custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas. A TEO de Itaipu é estabelecida segundo critérios fixados em tratado internacional e notas interpretativas trocadas entre o Estado brasileiro e o Estado paraguaio.
 
“Com efeito, a TEO de Itaipu possui diversos componentes que simplesmente não correspondem aos custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas – do que é exemplo a remuneração da ‘cessão de energia’ pelo Paraguai, pois: (i) não é um custo de operação e manutenção (mas, sim, um valor pago pelo Brasil para adquirir a energia excedente do Paraguai); (ii) não corresponde ao custo de O&M de qualquer usina hidrelétrica (nem da Usina Hidrelétrica de Itaipu, nem, muito menos, das demais usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional).”
 
Um especialista aponta que o custo marginal de operação tem sido igual a zero desde a segunda semana de dezembro. Como está sendo vertida água em várias hidrelétricas, seria nulo o custo para atender um kWh adicional de consumo. “O PLD, nessa situação, também deveria ser zero. Porém, as hidrelétricas do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) trocam energia valorada à TEO, por isso há um bom e razoável entendimento de que a TEO poderia ser a base para o PLDmin. Mas nunca deveria ser o custo de Itaipu.”
 
Contexto de chuvas e mais oferta
O contexto da discussão, que poderá reduzir o PLD mínimo em 2024, coincide com o maior volume de armazenamento de hidrelétricas dos últimos 11 anos, com a expectativa de acréscimo de 10,3 GW de capacidade neste ano (previsão do Ministério de Minas e Energia) e diante da expectativa de que seja realizado neste ano mais um leilão de contratação de térmicas a gás natural por conta da Lei 14.182, que autorizou a capitalização da Eletrobras.
 
Esse cenário tem já feito bancos reduzirem a previsão do PLD em 2023 e 2024, levando à revisão de preços alvos de geradoras, mas o movimento ainda é lento, já que uma redução maior implicaria rebaixamento de preço alvo de ações, como a Eletrobras, cujo processo de capitalização foi bastante divulgado nas corretoras, ainda mais com o uso do FGTS. Gestoras de investimento já trabalham com PLD de R$ 50 em 2023 e R$ 80 para 2024. A sobreoferta física de energia, contabilizando os 8 GW de térmicas da lei que permitiu a capitalização da Eletrobras, pode chegar a 20% nesta década.

*Roberto Rockmann é escritor e jornalista. Coautor do livro “Curto-Circuito, quando o Brasil quase ficou às escuras” e produtor do podcast quinzenal “Giro Energia” sobre o setor elétrico. Organizou em 2018 o livro de 20 anos do mercado livre de energia elétrica, editado pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), além de vários outros livros e trabalhos premiados.

As opiniões dos autores não refletem necessariamente o pensamento da Agência iNFRA, sendo de total responsabilidade do autor as informações, juízos de valor e conceitos descritos no texto.

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