A dívida da NB Power ficou C$ 1 bilhão acima do próprio plano de 2015, à medida que previsões otimistas encontraram a realidade

A estratégia de dívida da NB Power consistia em solicitar uma série de pequenos aumentos tarifários de dois por cento ano após ano, acumulando capital lentamente para pagar o que deve. Em sua audiência tarifária de 2015, os executivos projetaram que os aumentos reduziriam a dívida para C$ 3,95 bilhões até março de 2021 — uma melhoria de C$ 889 milhões em seis anos.

Em vez disso, na audiência tarifária de fevereiro de 2020, a concessionária projetou uma dívida de C$ 4,9 bilhões para março de 2021 — quase C$ 1 bilhão acima do planejado. Robert Knecht, especialista norte-americano em serviços públicos contratado pela interveniente pública Heather Black, disse à audiência que a estratégia havia fracassado porque os planejadores da NB Power rotineiramente usavam projeções excessivamente otimistas de custos e despesas.

Os erros tinham causas identificadas: a usina nuclear de Point Lepreau gerou 10% menos eletricidade do que o projetado durante seus primeiros sete anos após a reforma, os danos causados por tempestades continuaram ocorrendo e as barragens hidrelétricas operaram abaixo dos fluxos de água tradicionais. A tempestade de gelo de janeiro de 2017 no nordeste de New Brunswick custou C$ 30 milhões — dez vezes o orçamento anual para danos causados por tempestades.

Em novembro de 2019, a carta de mandato do governo Higgs instruiu a NB Power a tratar a redução da dívida como sua prioridade "primeira e acima de tudo" e a eliminar pelo menos C$ 500 milhões de dívida até 2027. Knecht alertou que a concessionária estava ficando sem tempo para produzir um cenário crível, observando que seus atuais modelos de dez anos ainda assumem que não haverá mais problemas significativos em Point Lepreau e impostos sobre o carbono mais leves do que as regras federais permitem.

Dívida projetada quase C$ 1 bilhão acima do plano — C$ 4,9 bilhões versus os C$ 3,95 bilhões prometidos para março de 2021; uma única tempestade de gelo em 2017 custou C$ 30 milhões, dez vezes o orçamento para tempestades daquele ano.

O plano de pagamento baseava-se em previsões que consistentemente adotavam o melhor cenário: produção nuclear total, danos moderados por tempestades, premissas favoráveis de custo de carbono.

Seis anos da estratégia produziram quase nenhum avanço — a diferença da dívida em relação ao plano chegou a aproximadamente C$ 1 bilhão, em vez de encolher em C$ 889 milhões.

A modelagem de melhor cenário não deixou margem para os choques recorrentes conhecidos da concessionária, desde tempestades de gelo até o desempenho insuficiente do reator reformado.

A província então impôs uma meta rígida de C$ 500 milhões até 2027, para a qual a concessionária não tinha um caminho crível para cumprir.

Um plano construído sobre premissas de melhor cenário não é um plano: aumentos tarifários pequenos e constantes só funcionam se as previsões que os sustentam sobreviverem ao contato com tempestades, reatores com desempenho insuficiente e políticas de carbono.

O Conselho de Energia e Serviços Públicos estava ouvindo o pedido da NB Power de outro aumento tarifário de dois por cento a partir de 1º de abril de 2020, com Knecht instando a concessionária a manter seu mecanismo existente, mas tornar suas projeções "um pouco menos otimistas" antes do prazo de 2027.