Eletronuclear aponta regra de venda do excedente de Angra 1 e 2 como entrave a investimentos

Imagem ilustrativa · Rodrigo Menezes / Pexels

O presidente interino da Eletronuclear, Raphael Ehlers, avalia que o modelo contratual que rege as usinas Angra 1 e Angra 2 desestimula novos investimentos. O principal obstáculo econômico identificado por ele está nas regras de comercialização da energia produzida acima do volume contratado pelo mercado regulado. A declaração foi feita durante visita ao complexo nuclear de Angra dos Reis, na terça-feira (10).

Mecanismo de liquidação do excedente e exposição ao PLD

Segundo Ehlers, a energia excedente é remunerada uma vez por ano, por meio de liquidação com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O valor pago corresponde à metade da média do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) do ano anterior. Na avaliação do executivo, quando o PLD está baixo, a empresa vende energia por um preço muito inferior ao seu custo de geração.

Esse desenho contratual difere da lógica de mercado livre, em que preços, derivativos e contratos são negociados com maior flexibilidade. No caso das nucleares, a regra atual vincula parte da receita a um índice de liquidação definido anualmente, o que limita a capacidade de capturar o valor da energia em momentos de preços mais altos.

Prioridade é diálogo com reguladores para ajustar contratos

De acordo com Ehlers, a prioridade atual da companhia é o diálogo com os reguladores, incluindo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Autoridade Nacional de Segurança Nuclear (ANSN) e o Ministério de Minas e Energia (MME), para ajustar os contratos. O objetivo é obter remuneração que cubra o investimento em curso nas usinas e atenda à crescente demanda por energia limpa, segura e contínua de novos setores, como data centers.

O executivo afirmou que as duas unidades podem gerar energia de alta confiabilidade e que o necessário é um ajuste justo e uma regra de comercialização adequada. A discussão ocorre em um contexto de pressão por previsibilidade de receita e de custos operacionais para usinas de base.

Perfil operacional de Angra 1 e Angra 2

Angra 1 opera há mais de 40 anos, com capacidade instalada de 640 MW, e está em processo de extensão de vida útil por mais 20 anos. Angra 2 opera há mais de 20 anos, com 1,3 GW de capacidade, e Ehlers indicou que sua vida útil provavelmente também será estendida.

• Angra 1: mais de 40 anos de operação, 640 MW, extensão de vida útil em andamento por 20 anos.
• Angra 2: mais de 20 anos de operação, 1,3 GW, extensão de vida útil provável.
• Angra 3: obra paralisada desde 2015, 1,4 GW previstos, conclusão condicionada a autorização do CNPE.

Angra 3 e a possível entrada de novo sócio privado

A conclusão de Angra 3, paralisada desde 2015, segue pendente. A retomada do projeto, planejado para 1,4 GW, depende de autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Estudos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) indicam a necessidade de R$ 20 bilhões para concluir a usina.

No front societário, a Globe Investimentos, ligada à J&F dos irmãos Batista, deve assumir a participação da Axia (antiga Eletrobras) na parceria com a ENBPar, após acordo entre a Axia e o governo federal que permitiu à empresa deixar o negócio nuclear. Fontes do setor esperam que o novo entrante fortaleça a Eletronuclear; questionado sobre o tema, Ehlers não deu detalhes.

O executivo afirmou que administra a companhia com tranquilidade com os sócios presentes, sob governança estrita, transparência e disciplina econômico-financeira, independentemente de quem sejam os parceiros.

Impactos para comercializadoras, geradores e consumidores livres

A discussão sobre a regra de comercialização do excedente das nucleares tem implicações para os agentes do setor elétrico. Para geradores, o caso evidencia como o desenho contratual pode afetar a remuneração e a atratividade de investimentos em usinas de base. Para comercializadoras e consumidores livres, a eventual revisão das regras pode alterar a oferta de energia no mercado e a formação de preços de energia elétrica.

A exposição ao PLD, índice de referência do mercado de curto prazo, é um fator central na análise de risco de portfólio. A sazonalidade hidrológica e o despacho térmico influenciam o PLD e, consequentemente, a receita do excedente das usinas. A gestão de riscos e a marcação a mercado de contratos ganham relevância em cenários de volatilidade.

Perspectivas e riscos regulatórios

O desfecho da discussão com ANEEL, ANSN e MME ainda é incerto. Não há, até o momento, indicação de prazo ou de formato para um eventual ajuste contratual. A conclusão de Angra 3 também depende de decisão do CNPE e da definição sobre o novo sócio privado.

Para gestores de energia, o acompanhamento dessas definições é relevante para avaliar cenários de oferta, preços e liquidez no mercado atacadista. A ausência de dados atuais sobre a revisão contratual recomenda cautela na incorporação desse fator em projeções de preços e curvas futuras.

Conclusão técnica

O modelo de comercialização do excedente de Angra 1 e Angra 2, atrelado à metade da média anual do PLD, é apontado pela Eletronuclear como fator que limita a remuneração e desestimula investimentos. A companhia busca ajustes junto aos reguladores, enquanto a retomada de Angra 3 e a entrada de novo sócio privado permanecem em aberto. O tema reforça a importância da gestão de contratos, da análise de exposição e do monitoramento regulatório para os agentes do mercado livre.

Fontes consultadas

Agência iNFRA. A repórter viajou a Angra dos Reis (RJ) a convite da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan).

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Fonte: agenciainfra.com

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