Indisponibilidade do linhão de Belo Monte reduz geração da Serena em 177 GWh

A indisponibilidade de um dos linhões de transmissão que escoa energia de Belo Monte, no rio Xingu (PA), ao Sudeste, foi responsável indireta por 177 GWh em cortes de geração da Serena na Bahia e no Maranhão. Como as restrições foram enquadradas em razões externas, a companhia avalia que terá ressarcimento de 109 GWh, por ter ultrapassado a franquia de horas máximas para os empreendimentos.

“Esse bipolo de Belo Monte tem uma capacidade de 4 mil MW, mas o efeito que ele tem no sistema é de reduzir a capacidade total de exportação do sistema em 6 mil MW”, explicou o diretor de Plataforma de Energia e Regulação da Serena, Bernardo Bezerra, em teleconferência sobre os resultados de 2024 realizada nesta quarta-feira, 19 de fevereiro.

Segundo ele, foi um período de vazões acima da média na região Norte, o que gerou uma competição com os recursos renováveis nessa região. Para reduzir as perdas, a Serena antecipou a manutenção dos ativos atingidos e fez monitoramento “muito de perto, hora a hora” da classificação do curtailment pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para garantir que os cortes serão enquadrados em restrição elétrica causada por essa queda da linha, viabilizando o ressarcimento por parte da energia não gerada. O executivo também informou que a empresa identifica “vária falhas” em relação às franquias horárias e planeja discutir o aspecto regulatório deste mecanismo.

Para 2025, a empresa espera uma forte redução nos cortes por confiabilidade, em função da entrada em operação de três grandes linhas de transmissão que devem aumentar a capacidade de exportação do Nordeste para o Sudeste e melhorar a rede elétrica na Bahia, onde a Serena tem ativos de geração renovável.

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“O ano de 2025, na nossa visão, vai ter predominância de cortes energéticos”, avaliou o executivo, se referindo à classificação do curtailment causada quando a geração é maior que a carga.  Segundo ele, a empresa também espera melhor equilíbrio entre oferta e demanda, com desaceleração da expansão de geração renovável no sistema.

Gerenciamento de cortes no quarto trimestre de 2024

No último trimestre de 2024, a Serena teve frustração de 141,6 GWh, equivalentes a R$ 27,1 milhões, em função de curtailments. O parque de Assuruá foi o que teve maior impacto pelos cortes, com 55,3 GWh. No período, os cortes do ONS representaram 4,4% da produção da Serena, o que representa cerca de 3,6% do lucro bruto de energia do trimestre.

“Ressaltando que o impacto econômico desses efeitos é menor do que o volumétrico. Em muitos casos, nós conseguimos fazer hedges e recompor energia a preços inferiores àqueles do nosso contrato, então o efeito econômico é atenuado versus o efeito de volume da geração e produção abaixo do plano”, disse o presidente da Serena, Antonio Bastos Filho, durante a teleconferência.

No ano, o curtailment bruto da Serena foi de 2,9%. Bastos informou que o valor está abaixo da média do mercado e muito concentrado na região da Bahia, onde há maior incidência dos cortes. Segundo o executivo, o fato de o parque Assuruá gerar mais energia à noite reduz a exposição do ativo aos cortes.

Mesmo assim, a companhia tem adotado medidas para reduzir o curtailment. Uma das estratégias é levar projetos de clientes para mais próximo dos parques, aproximando a carga e a geração de energia, para reduzir os riscos associados á rede de transmissão. “Viramos o ano com 20 MW em capacidade de processamento de dados na Bahia, queremos chegar a 100 MW até o primeiro trimestre de 2026. Isso aí atenua bastante o efeito de curtailment”, disse Bastos.

Segundo ele, a Serena também faz parte de um grupo de agentes que está trabalhando junto aos órgãos regulatórios para promover ajustes nos frameworks dos cortes. “Por exemplo, não faz sentido ter curtailment em energia de reserva”, argumentou.

Projetos nos Estados Unidos

Em relação aos projetos de geração Goodnight 1 e 2, que a Serena tem nos Estados Unidos, Antonio Bastos informou que a Serena fechou contratos preliminares de fornecimento a uma empresa de tecnologia norte-americana. O acordo seria de 15 anos, extensíveis por períodos de 5 anos até o total de 40 anos, com ajustes por índices de inflação.

“Não está fechado porque uma das condições para a gente seguir em frente é ter uma estrutura de funding para a Goodnight 2 e nós estamos trabalhando nisso”, disse Bastos. “Esperamos nas próximas semanas ter uma definição sobre o lançamento ou não de Goodnight 2 e portanto da ativação ou não desse contrato de longo prazo de energia lá”, complementou.

A Serena recomeçou os trabalhos por parceiro para o parque, após a frustração de tratativas com outro investidor. “O investidor no closing decidiu não mais fazer a operação por razões dele”, disse Bastos, que lamentou ter “gastado e investido bastante tempo” na transação.

Resultados

No quarto trimestre de 2024, a Serena registou lucro líquido de R$ 227 milhões, com aumento de 57% na base anual. A receita líquida foi de R$ 1,61 bilhão, um avanço de 65% em relação ao mesmo período de 2023.

O Ebitda (lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização, na sigla em inglês) foi de R$ 762,3 milhões, com variação positiva de 47% na base anual. O Ebitda ajustado foi de R$ 757,8, 33% superior ao do quarto trimestre de 2023.

A geração centralizada no Brasil foi de 2,7 mil GWh no trimestre, com aumento de 3% na comparação anual. Em geração distribuída, negócio que a Serena iniciou em 2024, foram produzidos 44,9 GWh no último trimestre do ano. Nos Estados Unidos, o parque Goodnight 1 gerou 193,9 GWh, contra 32,8 GWh um ano antes.

Na teleconferência, Antonio Bastos destacou o aumento nas margens de comercialização em 20% no ano e a boa gestão de custos da Serena, que resultou em economias de cerca de R$ 90 milhões. Estes fatores teriam sido responsáveis por compensar a geração abaixo do esperado, os efeitos dos curtailments, o atraso nas conexões de geração distribuída e preços menores nos Estados Unidos.