O maior problema do curtailment é o atraso de linhas de transmissão licitadas e o setor precisará encontrar um consenso para resolver a questão, que tem surtido efeito negativo no setor e feito algumas empresas falarem em sair do Brasil ou desistir de novos investimentos em renováveis, segundo José Luiz de Godói Pereira, CFO da Alupar.
Durante teleconferência com investidores nesta sexta-feira, 8 de novembro, para falar dos resultados do terceiro trimestre, o executivo falou que há uma discussão ampla entre os agentes do setor elétrico, com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). De acordo com Pereira, talvez seja preciso analisar as contratações em transmissão para verificar possíveis erros.
“Caso a Aneel tenha contratado mal ou algo que atrase, isso é um ponto que podemos levantar, porque eu acho que precisamos melhorar as garantias e a seleção dos players na hora da contratação, porque na hora entra muita gente com descontos inexequíveis e depois não executa”, disse o CFO.
Atrasos em reforços em transmissão, principalmente no Nordeste, são apontados como responsáveis por grande parte dos cortes de geração realizados neste ano, e recentemente o ONS informou a regularização das conexões devido ao início em operação de alguns ativos importantes.
Para o executivo, o curtailment é uma consequência desse cenário e cabe “uma discussão do setor para se encontrar um consenso sobre uma regra geral” para que companhias não parem seus investimentos na área de renováveis, visto o potencial de energia limpa do Brasil.
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Impacto do Curtailment
Com portfólio maior em ativos de transmissão, que representa 85% do seu negócio, a Alupar sentiu um efeito maior do curtailment em seus projetos de geração renovável no terceiro trimestre do ano, com restrições médias de 17,3% no Rio Grande do Norte e 21,7% no Ceará.
De acordo com Luiz Coimbra, diretor de Relações com Investidores da Alupar, os números são consequências da mudança da metodologia do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nas análises de curtailment em setembro deste ano, que foi implementada inicialmente nos dois estados.
Para gerenciar os impactos em seu resultado, a transmissora tem realizado mensalmente provisões negativas sobre a receita relativa ao ressarcimento dos efeitos das restrições no Complexo Energia dos Ventos referente a entrega de energia dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEARs) por disponibilidade. Com 98,7 MW de capacidade instalada, o projeto iniciou operação em março de 2016.
No Complexo Eólico Agreste Potiguar (63 MW) e na UFV Pitombeira (61,7 MW), que estão no ambiente livre, os efeitos da redução da geração devido ao curtailment estão sendo gerenciados via compras de energia referente às exposições no mercado de curto prazo. Os projetos entraram em operação comercial em setembro de 2023 e fevereiro de 2024, respectivamente.
O curtailment gerou efeitos no resultado antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebtida) regulatório da empresa, que alcançou R$ 655,7 milhões, queda de 1,0%. Segundo Coimbra, o resultado é explicado pelo maior volume de compras de energia no segmento de geração, que subiu em R$ 22,6 milhões.
“Este aumento decorre de dois fatores, sendo o primeiro as compras de energia que tivemos no Complexo Eólico Agreste Potiguar e na usina solar Pitombeira para gerenciar as exposições decorrentes do curtailment”, falou o diretor.
Na visão do executivo, os impactos nos dois parques devem cair no quarto trimestre do ano, por conta da entrada da operação comercial da linha de transmissão Pacatuba Jaguaruana, localizada no Ceará. O ativo entrou em operação em outubro e deve ampliar o escoamento entre a região Norte e Sudeste.
“Pacatuba estava atrasada em dois anos e estava causando, principalmente no estado do Ceará, um agravamento do curtailment. Com a entrada em operação, nós melhoramos cerca de 90% do curtailment, pelo menos no estado”, completou Pereira.
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Linhão de Roraima
Coimbra ainda destacou que a Transnorte Energia, concessionária responsável pelo linhão Manaus-Boa Vista, que conectará Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN), está com as obras avançadas e deve entrar em operação no quarto trimestre de 2025.
“Estamos com 61% de avanço geral do projeto. No segundo trimestre desse ano, a gente tinha 42% de avanço. Então, está dentro do nosso programa, o projeto está avançando bem”, afirmou.
Em relação à arbitragem sobre o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato do linhão, Pereira destacou que o processo é sigiloso, mas a expectativa é que uma decisão final seja tomada em breve.
“A expectativa que tem é que isso se resolva dentro de 24 meses. Mas, acredito que no meio do próximo ano teremos pelo menos o escopo geral de como isso deve ficar”, disse.
Oportunidades em leilão
Sobre o leilão de transmissão de 2025, José Luiz de Godói Pereira, CFO da Alupar, destacou que a empresa ainda não definiu se entrará ou não.
“Ainda é difícil dizer. O leilão do próximo ano é pequeno e não sabemos o nível de competição. Vamos olhar, porém, é cedo para dizer se iremos ou não participar. Isso também vale para o mercado exterior, que estamos olhando e procurando oportunidades”, disse Pereira.
Resultados da Alupar
No terceiro trimestre do ano, o lucro líquido regulatório da companhia cresceu 11,9%, a R$ 182,9 milhões. O Ebtida regulatório da empresa alcançou R$ 655,7 milhões, queda de 1,0%.
A receita líquida regulatória ficou em R$ 820,3 milhões, alta de 2,9%, em razão da da atualização do ciclo RAP 2023/2024, com o IGPM impactando negativamente algumas linhas, mas balanceado pela entrada de novos ativos geradores e maior volume comercializado de energia.
Ativos da transmissora
No momento, a Alupar possui participação em concessões de 42 sistemas de transmissão de energia elétrica, totalizando 9.576 quilômetros de extensão, por meio de concessões com prazo de 30 anos localizadas no Brasil, Colômbia, Chile e Peru.
Do total de ativo, 27 estão operacionais, 15 em fase de implantação, que possuem cronograma de entrada em operação comercial entre 2024 e 2029.
No segmento de geração de energia elétrica, a empresa atua por meio de UHEs, PCHs, parques eólicos e solares, instalados no Brasil, Colômbia e Peru. Atualmente, o portfólio de ativos totaliza uma capacidade instalada de 798,5 MW em operação.
Contração dos ativos de geração
A empresa fechou o período com 358,6 MW médios contratos, sendo 65% no ambiente de contratação regulado, com preço médio de R$ 218,39. Os outros 35% foram no mercado livre de energia, com preço médio de R$ 305,85 MW médios.
