Por bruno.dutra

Rio - Enquanto governo e distribuidoras de energia discutem como minimizar os prejuízos da estiagem prolongada, geradoras que optaram por não renovar concessões mostram, em seus balanços, que a estratégia rendeu bons resultados em 2013. Cemig, Cesp e Copel se beneficiaram com a alta dos preços no mercado de curto prazo, que se tornou obrigatório para empresas de distribuição que ficaram descontratadas após a entrada em vigor das regras propostas pela Medida Provisória 579, que antecipou a renovação das usinas. A expectativa do mercado é que os resultados do primeiro trimestre de 2014 seja ainda melhores, beneficiados por cotações recordes desde fevereiro.

Divulgados no final da semana passada, os balanços das três empresas mostram que o ganho com vendas no mercado de curto prazo mais do que duplicou no ano. A Cemig, que apresentou o melhor desempenho neste segmento, teve uma receita de R$ 1,2 bilhão com vendas na Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE), um crescimento de 208,3% com relação ao verificado em 2012. Na Cesp, a alta foi de 152,6%, para R$ 869 milhões. Já a Copel comunicou ao mercado vendas de R$ 548 milhões na CCEE, valor 132,8% maior do que o registrado no ano anterior.

O lucro líquido das empresas não segue uma tendência, por fatores que não têm relação com as vendas de energia. A Cesp, por exemplo, comunicou ao mercado um prejuízo de R$ 195,3 milhões, impactado por provisão de R$ 1,8 bilhão referente à indenização que espera receber do governo pela devolução da usina de Três Irmãos, cuja concessão está vencida. A Copel, por outro lado, tem grande exposição à distribuição de energia. Mas o mercado de curto prazo foi um fator positivo nos negócios das três empresas.

Controladas pelos governos de Minas Gerais, São Paulo e Paraná, respectivamente, as empresas decidiram, em 2013, devolver parte de suas usinas hidrelétricas ao governo. Em seu balanço, a Copel informa que "diante da precariedade de informações disponibilizadas pelo Poder Concedente e de posse das avaliações obtidas, concluiu pela não viabilidade da renovação das concessões de geração de suas quatro usinas", com vencimento entre 2014 e 2015.

Sem a renovação total do parque gerador, distribuidoras de energia se viram sem contrato de longo prazo para toda a sua demanda e forçadas a liquidar as diferenças no mercado de curto prazo, cujos preços são calculados com base volume de energia armazenada nos reservatórios das hidrelétricas. Segundo informações da Cesp, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que rege o mercado de curto prazo, saltou de R$ 166,69 por megawatt-hora (MWh) em 2012 para R$ 263,07 no ano passado.

Com a estiagem prolongada, o PLD saltou este ano para o teto de R$ 822,83 por MWh, o que deve ampliar os lucros da área de geração de energia das empresas no primeiro trimestre. As três têm sido citadas com frequência, por bancos e corretoras, entre as recomendações de ações do setor elétricos. "Foi uma estratégia de risco, mas um risco calculado", diz um analista. Na medida em que as concessões forem vencendo, as companhias correm o risco de perder os ativos, que serão leiloados com tarifas mais baixas do que as atuais.

A Copel optou por não renovar a concessão de quatro usinas: Rio dos Patos, com 1,8 MW de capacidade instalada; Governador Pedro Viriato Parigot de Souza, com 260 MW; Mourão, com 8,2 MW; e Chopim I com 1,8 MW. Já a Cesp abriu mão de Três Irmãos (807,5 MW), Jupiá (1,5 mil MW) e Ilha Solteira (3,4 mil MW). E a Cemig decidiu devolver, ao fim da concessão, 18 usinas, a maior parte de pequeno porte, com capacidade total de 1 mil MW - as mais relevantes são Três Marias, Salto Grande, Itutinga, Camargos e Volta Grande. Além de criar dificuldades para as distribuidoras, a resistência das três grandes geradoras ao programa prejudicou os planos do governo de reduzir a tarifa de energia em 20% ao implantar o programa de renovação.

Preço de energia no mercado de curto prazo permanece no teto esta semana

O preço para liquidação de contratos de energia na Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE) permanecerá no teto de R$ 822,83 pela oitava semana seguida, informou na sexta-feira a entidade. Ao mesmo tempo em que vêm provocando lucros extras a geradoras que não renovaram contratos de concessão, os altos preços criam dificuldades para o governo, que vem buscando alternativas para reduzir as perdas das distribuidoras com a compra de eletricidade mais cara no mercado de curto prazo.

Segundo a CCEE, o volume de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional (SIN) caiu em aproximadamente 3,3 mil megawatts (MW) médios na última semana. "A redução dos níveis iniciais de armazenamento de todos os reservatórios do SIN provocou elevação nos valores de Custo Marginal de Operação (CMO) de todos os submercados", informou a entidade.

No final da semana, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) reduziu a projeção de chuvas para março, para 63% da média histórica, o que pode contribuir para manter o preço de liquidação de diferenças (PLD) em níveis altos por mais tempo. O PLD rege a compra e venda de energia no mercado de curto prazo, em operações que funcionam como um acerto de contas entre distribuidores e geradores com relação aos volumes de energia vendidos ao mercado durante a semana.
A alta do PLD vem dando dor de cabeça ao governo, que já tinha a preocupação de ressarcir as distribuidoras pelo uso de térmicas mais caras para compensar a falta de água nos reservatórios das hidrelétricas. No último dia 13, o Ministério de Minas e Energia anunciou uma ajuda de R$ 8 bilhões às distribuidoras por meio de um financiamento tomado pela própria CCEE.

No mesmo dia, foi divulgado um aporte de R$ 4 bilhões, em recursos do Tesouro, na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo setorial que vem sendo usada para antecipar, às empresas de distribuição, recursos para pagamento da energia gerada por termelétricas.

O plano prevê a devolução dos empréstimos e adiantamentos nos próximos anos, após reajustes nas tarifas das distribuidoras. O governo espera reduzir o impacto inflacionário do repasse dos custos atuais em reajustes futuros com novos leilões das usinas que não renovaram as concessões e serão licitadas em 2014 e 2015 com tarifas mais baixas do que as cobradas atualmente pelas concessionárias.

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