Geradores pedem antecipação na exportação e preços por oferta para UHEs
APINE NA MÍDIA - Associações que representam hidrelétricas defendem adaptações nas regras da CCEE e apoiam medida estrutural do ONS
05/06/2025

CanalEnergia – 30.05.2025 | O Ministério de Minas e Energia já tem na mesa sugestões de aprimoramento do mecanismo de exportação de excedentes de energia hidrelétrica para os países vizinhos. Há uma proposta estrutural do Operador Nacional do Sistema Elétrico que prevê a antecipação, em até 15 dias, da autorização para que as UHEs possam exportar energia; além do pleito dos geradores de alterações no processo de formação de preço, para garantir tratamento isonômico em relação às ofertas de energia hídrica e térmica.

A revisão das regras de exportação das duas fontes é uma das atividades previstas na agenda regulatória do MME para 2025. O processo tem que passar por consulta pública, mas associações setoriais que representam geradores hidrelétricos já se mobilizaram para antecipar a discussão.

No último dia 4 de maio, Abrage (geradores hidrelétricos), Abragel (pequenas centrais hidrelétricas), Apine (produtores independentes de energia) e Abiape (investidores em autoprodução de energia) enviaram ao ministério e à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica proposta de aprimoramento para uma competição mais equilibrada com as térmicas, visando ao aproveitamento mais eficiente da água que é vertida dos reservatórios.

A exportação, em ambos os casos, é feita por comercializadores autorizados pelo MME, no caso das térmicas, ou selecionados periodicamente pela CCEE, no caso das hidrelétricas. Esses agentes tem contratos com os geradores brasileiros e com os importadores da Argentina e do Uruguai.

Segundo o MME, as mudanças nas portarias normativas 49/2002 (UHEs) e 86/2024 (UTEs), que estabelecem as diretrizes para exportação de energia excedente, estão em avaliação e serão apresentadas em consultas públicas, com previsão de consolidação até o final do ano.

A expectativa das associações é de que, fora as questões estruturais que devem ser tratadas pelo MME, muita coisa pode avançar de forma bastante rápida com o aprimoramento de regras na CCEE. As mudanças no curto prazo estão relacionadas ao preço mínimo definido pela Câmara de Comercialização para ser ofertado aos compradores, enquanto a regra de antecipação da exportação da Energia Vertida Turbinável (EVT), sugerida no estudo do ONS, está ligada à previsibilidade na oferta dessa energia.

A experiência com a exportação do vertimento turbinável mostrou, na prática, que é preciso aperfeiçoar pontos da portaria de 2022 que regulamenta os procedimentos para as hidrelétricas. A proposta para o primeiro momento é de que o preço mínimo de exportação seja definido não em uma metodologia estática, mas por oferta de preço dos agentes integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia. O MRE funciona como um condomínio no qual há o compartilhamento do risco hidrológico entre geradores hidrelétricos, que também rateiam a receita da exportação.

“Hoje, dentro do rito dessa governança, há um descasamento entre as ofertas que os hidrelétricos podem fazer e os térmicos. Não só esse descasamento, como a sistemática de garantias financeiras, também é diferente,” explica a presidente da Abrage, Marisete Pereira. Dados da entidade mostram que apenas 8% do volume de energia hidrelétrica disponível em 2023 foi exportado para os vizinhos do Cone Sul.

“Há um descasamento entre as ofertas de preço de hidreletricas e usinas térmicas”, Marisete Pereira, da Abrage.

A executiva explica que a solução de curto prazo apontada pelos geradores é baseada nas regras da portaria editada pelo MME. Já o estudo do ONS é uma solução de uso otimizado da EVT, que pode ser aplicada caso sejam atendidas determinadas condições do sistema.

Até fevereiro de 2025, segundo a Abiape, a EVT estava em torno de 6 GW médios. Já o valor exportado foi da ordem de 3 MW médios, ou 0,16% do potencial de aproveitamento da energia disponível para geração.

“Apesar de a gente ter vertimento turbinável num valor aí às vezes de 6 GW médios, a exportação disso depende muito de um estudo do ONS para definir que aquele vertimento é transmissível no sistema,” explica o diretor de Energia da associação, Paulo Sehn.

O executivo considera possível que o ministério possa optar por uma regulação mais ampla do processo de exportação de energia, sem divisão por fonte. Marisete Pereira também não vê necessidade de consultas separadas e destaca que, no caso das usinas termelétricas, as regras estão dadas e funcionam há alguns anos sem problema.

“Valor exportado ate fevereiro de 2025 foi 0,16% do potencial disponível para exportação”, Paulo Sehn, da Abiape.

A exportação de energia para os países vizinhos é uma das opções analisadas pelo grupo de trabalho do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico que estuda medidas para atenuar os cortes de geração de energia. Esses cortes tem afetado a produção de renováveis como eólicas e solares, mas são também muito significativos no caso das hidrelétricas.

A exportação não vai ser a solução definitiva para os eventos de curtailment, mas contribui para reduzir o problema, ao colocar mais carga no sistema, afirma o presidente executivo da Apine, Rui Altieri. “A gente está precisando de carga, justamente para não desperdiçar toda essa energia que nós estamos cortando diariamente.”

Para Altieri, o Brasil tem perdido uma oportunidade de ouro de trazer recursos para o setor como um todo, com regras que incluam hidrelétricas, centrais eólicas, solar fotovoltaicas e usinas térmicas. Ele acredita que está na hora de fazer uma atualização das regras, de forma a tratar todas as fontes de maneira igual.

“Hoje a hidrelétrica é bastante prejudicada no processo de exportação quando há energia vertida turbinável,” afirma o executivo que reforça a necessidade de soluções de aplicação imediata, também apontadas pelos dirigentes das demais associações.

“Estamos perdendo uma oportunidade de ouro para trazer recursos para o setor como um todo”, Rui Altieri, da Apine,

Ele sugere medidas envolvendo o uso otimizado do vertimento turbinável das UHES, inclusive com antecipação da EVT que ocorre no período úmido. Outra melhora de curto prazo seria a oferta de montantes e preços firmes na fronteira, especialmente para uruguaios e argentinos, para aproveitar a sobra de lastro das diversas fontes. “Como eu falei, todo ano tem [vertimento]. Agora mesmo está tendo, no mês de maio,” disse, citando o caso da usina de Jirau, no rio Madeira.

O presidente executivo da Abragel, Charles Lenzi, também acredita que é importante ter uma regra que seja clara para todos os geradores. “A ideia é a gente criar uma governança para ter para uma definição de preço que seja mais adequada aos agentes e ao próprio sistema como um todo. Eu acho que a gente está caminhando bem nesse tema,” avalia o dirigente.

“Problema é mais crítico nas grandes usinas, mas afeta a todos”, Charles Lenzi, da Abragel.

Dentro do MRE, há pequenas centrais hidrelétricas não despachadas de forma centralizada pelo Operador do Sistema, mas que compartilham igualmente o risco hidrológico com as usinas de maior porte. “Nas grandes usinas, esse problema é mais crítico e é mais evidente, principalmente por conta dos reservatórios maiores, mas ele também acaba afetando a todos, de modo geral,” observa Lenzi.

Termelétricas – Diferentemente dos geradores hidrelétricos, os proprietários de usinas termelétricas estão mais preocupados com o desfecho do Leilão de Reserva de Capacidade para a contratação de potência que o governo pretende promover ainda em 2025. As regras do certame direcionado a UTEs e à ampliação de UHEs foram questionadas por geradores a gás e a biocombustíveis, e estão sendo revistas pelo MME.

“Se tiver [necessidade de mudança nas regras de importação para a fonte] é alguma coisa de ajuste fino, porque a nossa atenção está toda voltada para a importância de sair de uma vez por todas esse LRCAP, que a gente acha que está atrasado e está colocando o sistema elétrico brasileiro em risco,” afirma o presidente da Associação Brasileira de Geradores Termelétricos, Xisto Vieira Filho.

O dirigente da Abraget salienta que o leilão de potência é a coisa mais importante na ordem de prioridades do setor, lembrando que é uma questão de confiabilidade do sistema. Ele citou o apagão que afetou recentemente a Península Ibérica (Portugal e Espanha) e acabou atingindo a França.

Vieira Filho não identifica problemas em relação às regras para exportação de energia térmica e diz que nenhum associado da Abraget tem se queixado de qualquer alteração regulatória que afete o segmento.

Acredita, no entanto, que é possível internalizar essas transações no planejamento de operação do sistema, onde a previsão de despacho estaria disponível. “É sempre possível você antecipar a possibilidade de deixar a usina participar da exportação ou não no planejamento da operação de mais curto prazo.”

“Geradores termelétricos estão mais preocupados com o LRCAP”, Xisto Vieira Filho, da Abraget

Mercado regional – Há espaço para melhoria no fluxo de energia entre o Brasil e seus parceiros do Cone Sul, na avaliação do diretor Técnico-Científico do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ, Roberto Brandão. Ele passa por internalizar, na otimização da operação eletroenergética, a possibilidade de exportar energia que não seja apenas definida como sobra naquele momento, permitindo também uma formação de preços mais adequada às necessidades do comprador.

A situação já avançou, considerando o intercâmbio precário de anos atrás, mas a grande melhoria seria fazer um mercado, de fato, de trocas na fronteira. “Não há um compromisso de longo o prazo da Argentina e do Uruguai de exportarem ou de estarem prontos para exportar para o Brasil, nem vice-versa. Só de ocasião,” afirma o especialista.

Brandão observa que mercados desenvolvidos não são de trocas eventuais de energia, como acontece com a exportação/importação com os países vizinhos. Envolvem regras nas quais o gerador é obrigado a despachar se as condições foram criadas, seja por oferta de preço, seja por despacho.

“Você tem que estar disponível para despachar. No caso das trocas de ocasiões que são interruptíveis, não há essa obrigação. Se tiver sobrando, você envia energia; se tiver sobrando do lado de lá, você manda para cá, mas não há obrigação nenhuma de exportar, e aquilo ali não está internalizado nos mecanismos de formação de preço.”

Em condições normais, a operação do ONS fecha o despacho para atender o mercado brasileiro, forma o preço e depois vê o que está sobrando para exportar ou ,eventualmente, o que tem oportunidade para importar a preços módicos, explica o diretor do Gesel.

É um processo no qual não se leva, na otimização, cem por cento em conta os recursos brasileiros para exportação. “Se você levasse em conta a demanda da Argentina e do Uruguai por importações na hora de programar o despacho, poderia mudar o preço. Naturalmente, se tiver mais demanda, o preço aumenta. E você poderia também otimizar a transmissão e a geração para ir mais energia para esses países.”

Entenda como funciona a exportação – A exportação de energia para Argentina e Uruguai é feita por meio de interligações internacionais com capacidade de escoamento de até 2,5 GW. São transações feitas por comercializadores autorizados pelo MME, no caso das térmicas, ou selecionados periodicamente em processo competitivo pela CCEE, no caso das hidrelétricas. Esses agentes tem contratos com os geradores brasileiros e com os importadores dos países vizinhos.

A exportação do excedente de geração de hidrelétricas (EVT) ocorre por meio de declarações de oferta diárias em MWh para atendimento à demanda, com preço correspondente. Os lances para compra respeitarão um preço mínimo, calculado pela CCEE pela média ponderada do Preço de Liquidação das Diferenças de cada submercado, na proporção da Garantia Física Sazonalizada do MRE. Além disso, é adicionado um benefício percentual mínimo ao processo, atualmente de 10%.

O procedimento para a declaração do lance vencedor é realizado em parceria com ONS, que analisa as ofertas a partir da demanda do país importador; da capacidade de transmissão pelas estações conversoras e pela rede de transmissão; e do montante disponível de energia que não será alocada ao Sistema Interligado Nacional.

A receita da venda é rateada entre as usinas que fazem parte do MRE, na proporção de suas garantias físicas, à exceção das UHEs em regime de cotas e de Itaipu, cujo valor será repassado às distribuidoras cotistas, contribuindo para a modicidade tarifaria.

No caso das termelétricas, o comercializador responsável pela exportação negocia diretamente com o importador em uma relação bilateral. Ele também tem um Contrato de Exportação de Energia (CEE) com o gerador no Brasil, que é registrado na CCEE. A exportação de energia térmica também beneficia o consumidor brasileiro, por meio da devolução da receita fixa das usinas.

Por Sueli Montenegro

Link da matéria original: https://www.canalenergia.com.br/especiais/53312741/geradores-pedem-antecipacao-na-exportacao-e-precos-por-oferta-para-uhes