Preços sobem com fim do contrato da Norte Fluminense e período seco

O encerramento do contrato de gás natural que a termelétrica Norte Fluminense (827 MW) tem com a Petrobras em dezembro deste ano já entrou na precificação do mercado nesta semana, elevando as estimativas de preços entre R$ 40/MWh e R$ 50/MWh, apurou a MegaWhat com grandes geradoras e comercializadoras do mercado. Combinado com a piora do cenário hídrico e à dificuldade de atendimento dos picos de carga, os preços para outubro já chegam ao patamar de R$ 350/MWh.

A retirada da usina na composição de custo futuro do Sistema Interligado Nacional (SIN) indica a indisponibilidade do recurso que tem um custo variável unitário (CVU) considerado baixo. Em sua última revisão, a termelétrica, que é composta por um conjunto de quatro usinas, teve seu CVU calculado para os patamares 1 a 3, em R$ 111,91/MWh, R$ 128,33/Wh e R$ 247,09/MWh. No patamar 4, o valor do CVU foi de R$ 763,12/MWh.

Na visão do custo futuro, já se espera uma nova termelétrica mais cara para a composição das projeções de preços. Adicionalmente, por ser uma termelétrica de grande porte e ter uma parcela significativa de inflexibilidade, ou seja, atendendo uma boa parte da carga na base, o mercado já opera com previsões mais altas de preço.

“O encerramento do contrato e a perspectiva de que o Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro vai sinalizar esse encerramento afetam a função de custo futuro, o que pode alterar o Preço da Liquidação das Diferenças (PLD) dos próximos dois meses e, consequentemente, o preço do mercado”, disse o analista de preços de uma geradora.

A inflexibilidade da usina termelétrica é declarada pelo gerador ao ONS durante o processo de elaboração do Planejamento Anual da Operação e do Programa Mensal de Operação (PMO). Essas declarações podem ser revisadas na programação diária, e até em tempo real, da operação do sistema.

Por isso, o mercado aguarda pela reunião do PMO desta quinta-feira, 29 de agosto, para adicionar essa e outras premissas para as projeções de preços. “Isso se soma com a condição de relativa dificuldade do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de atender a carga na ponta e o período seco bem restritivo”, continuou o agente.

Cenário de preços

A pedido da MegaWhat, a BBCE realizou um levantamento dos preços de energia negociados em sua plataforma EHub, considerando a semana atual e a anterior.

No caso dos contratos para outubro de 2024, o preço de fechamento em 23 de agosto foi de R$ 280/MWh, valor que subiu 48,37% para os contratos negociados na quarta-feira, 27 de agosto, a R$ 346/MWh.

Para os contratos do quarto trimestre deste ano, a variação entre as datas foi de 41,37%, saindo de R$ 236/MWh para R$ 284,5/MWh. Já o preço de fechamento para os contratos entre 2025 e 2027 variou, respectivamente, 14,16% e 6,24%.

Atendimento à ponta da carga

Na reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) do início do mês, o ONS já tinha feito o alerta sobre a situação delicada, e indicou alternativas para minimizar os riscos, como o programa de resposta da demanda, importação de energia elétrica da Argentina e do Uruguai, e utilização de geração termelétrica. O contrato da Termopernambuco, por exemplo, deve ser antecipado para outubro deste ano, ante o prazo anterior, de julho de 2026. A termelétrica Cuiabá, da Âmbar Energia, também poderia minimizar o cenário.

As medidas foram aprovadas diante do cenário de poucas chuvas, desde o segundo semestre de 2023 na região Norte, que afetam o desempenho das hidrelétricas no atendimento à demanda máxima do sistema especialmente em cenários de carga elevada e redução de ponta das fontes renováveis intermitentes (eólica e solar).

A Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) já declarou a situação de escassez hídrica nos rios Madeira (RO/AM) e Purus (AC/AM), e a tendência de agravamento da seca na região Norte do país no período seco do ano.

Norte Fluminense, uma usina merchant?

A Norte Fluminense foi construída no contexto do cenário de racionamento de energia de 2001, dentro do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT). A empresa celebrou contrato de venda de energia com a Light em dezembro de 2001, e encerrado em 2024, conforme demonstrações contábeis da geradora.

Para sua geração, o contrato de fornecimento de gás foi firmado em março de 2001 com a Petrobras e a Ceg Rio, por 20 anos, passando por revisão em janeiro de 2005, e estabelecendo o fornecimento de 3,231 milhões de m³ de gás natural diariamente. O contrato, que é estruturado como ‘take or pay/ship or pay’ mantém o preço fixo em reais entre as datas de reajustes da tarifa de gás, a partir da conversão do preço de referência em dólar.

O contrato com a Light, já encerrado, tinha sua receita estabelecida por meio dos patamares 1, 2 e 3 da usina, num montante de 539,4 MW de energia (valor contratual mensal).

Em 2014, a empresa encaminhou carta a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reportando o contrato de suprimento de 550 mil m³/dia de gás até 7 de março de 2024. Com um aditivo de contrato, nos mesmos termos pactuados inicialmente, o término da vigência foi prorrogado para 8 de dezembro deste ano e, segundo a empresa, “realizou-se a harmonização entre o fim do prazo do contrato adicional e o fim do prazo do Programa Prioritário Termelétrico”.

Num contexto do atendimento à ponta, a MegaWhat procurou a EDF Brasil para entender as possibilidades de a empresa manter a operação no regime merchant ou para leilão futuro, mas sua assessoria de imprensa reportou que a empresa não iria se posicionar.

As termelétricas merchant são aquelas despacháveis centralizadamente e operacionalmente disponíveis, mas sem contratos de comercialização de energia elétrica vigente. Sem as diretrizes previstas no PPT, o contrato de fornecimento de gás elevaria a conta.

Um especialista ligado à pasta do Ministério de Minas e Energia disse à reportagem que dificilmente a EDF postergaria o contrato com a Petrobras, dado o preço elevado do gás. 

No leilão de reserva de capacidade de novembro de 2021, a empresa chegou a habilitar as termelétricas Norte Fluminense (826,78 MW) e Norte Fluminense 2 I (611 MW), além de buscar a habilitação da Norte Fluminense 2 II, mas não foi comprovada a disponibilidade de combustível. Ainda não há previsão de quando acontecerá o próximo leilão de reserva de capacidade, mas mesmo que as diretrizes sejam publicadas agora, provavelmente o certame seria no início de 2025.