Investidores que anteciparem projetos devem realizar planejamento criterioso para avaliar capacidade do sistema de transmissão e demais riscos inerentes a estratégia
HENRIQUE FAERMAN, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DO RIO DE JANEIRO COMPARTILHAR IMPRIMIR ADICIONAR A FAVORITOS
Para o leilão A-6, a ser realizado em outubro, uma das novidades, além da inclusão da fonte solar em contratos por quantidade, é um ambiente de disputa em que o mercado livre também será um definidor da concorrência, haja visto que o horizonte de implementação de seis anos para o mercado cativo é bem superior ao tempo para execução de usinas eólicas ou solares. Para Thiago Barral, presidente da EPE, os agentes poderão antecipar os projetos, mas deverão estar atentos e realizar um planejamento prévio e criterioso para avaliar a capacidade do sistema de transmissão e os possíveis riscos a estratégia. “Teremos esse ponto importante dentro da análise de risco para os investidores, que é a antecipação desses projetos condicionada a capacidade de escoamento da rede”.
Perguntado sobre a oferta para o segmento, Barral reconhece os gargalos do passado com a capacidade remanescente da rede, mas lembra que no A-4 não houve substancialmente nenhum problema associado ao sistema de escoamento de energia. “Resultado de investimentos e planejamento de corredores e novas linhas de transmissão com a devida antecedência, antes da tomada de decisão nas novas usinas geradoras”. Ele lembrou também dos critérios utilizados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para cálculos cada vez mais aperfeiçoados, permitindo a transparência na efetiva disposição restante desses sistemas.
“A perspectiva é positiva e vemos a partir de 2023 uma boa oferta da área de transmissão para essa expansão. Não deixa de ser um fator de risco, mas existe oportunidade para essa estratégia desde que seja avaliada”, comentou. Para o certame, a expectativa da EPE é de que a demanda seja maior do que a do Leilão A-4, com os projetos termelétricos a gás, além das renováveis. “Estamos com o processo de habilitação, mas de fato a oferta de potencial é muito elevada”, ressaltou, dizendo ser muito cedo para colocar alguma perspectiva específica em relação a contratação.
Leilão A-4
Sobre a disputa que terminou com a contratação de apenas 81 MW médios na semana passada, o presidente da EPE afirmou que já era esperada uma baixa contratação, que reflete de certa forma a realidade de demanda das distribuidoras e da conjuntura econômica. “Como a oferta era grande e demanda baixa, a competição foi muito acirrada, mas houve um pouco de espaço para cada uma das quatro renováveis em disputa”, disse.
Quanto a análise dos preços, Barral assinala que é preciso ter certa reserva na avaliação, pois o que foi visto no certame não deve ser entendido como os “marcadores do efetivo preço de mercado”, dada a assimetria entre oferta e demanda, além do aspecto de que parte da energia terá depois outra remuneração. “Temos que ter o cuidado de não anunciar o preço da solar como o mais baixo do planeta, justamente porque isso é uma composição com o preço que será praticado no mercado livre, como energia incentivada”, explicou.
Pelas contas da EPE, o preço real da fonte, fazendo uma ponderação entre os dois ambientes de contratação livre e cativo, seria entre R$ 120 e R$ 140 por MWh, com algumas premissas, como a discussão no âmbito da modernização do setor de separação da contratação lastro e energia, que caminha no sentido de trazer um equilíbrio a longo prazo para funcionamento do mercado e alocação dos custos
PDE 2029
Em dezembro o Plano Decenal de Energia 2029 trará uma série de análises e aperfeiçoamentos em relação ao ano passado. O relatório ainda está sendo construído, mas o executivo adiantou que haverá novas atualizações das projeções de geração distribuída à luz das discussões mais atuais, como nos termos da revisão 482 pela Aneel. “Mesmo sem a decisão, estamos atualizando para tornar as projeções mais aderentes a esse debate e porque trabalhamos com diferentes cenários”, definiu.
Com relação aos preços dos últimos leilões, a Empresa irá colocar em seu modelo de decisão de investimento um cardápio de fontes e tecnologias como opções para expansão, orientada ao menor custo, não por tecnologia, mas ao custo global de geração e transmissão, observando não só o suprimento de garantia física de energia, mas também de potência.
Ele explica que a medida que as fontes eólica e solar ficam mais baratas, o suprimento de energia acaba ficando competitivo para ter essas fontes na expansão. Por outro lado, há o balanço total de custo, considerando a flexibilidade sazonal, horária e o suprimento de potência para os momentos mais críticos, mostrando que é preciso trazer para a rede recursos complementares, que tem um custo associado, além dos investimentos em transmissão. “A conta é isso tudo. Trabalhamos com cenários de custo em que buscamos otimizar o conjunto da obra, e não fonte a fonte”, assinalou.
Thiago também informou que os critérios para colocação no PDE ainda estão em estudo e que, no próximo dia 17 de julho, na sede da EPE, será feita uma apresentação ao público da proposta para posterior discussão entre o setor, tudo no âmbito do grupo de trabalho de modernização do setor, instituído pelo ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque. “A ideia é que o mercado e os agentes possam entender melhor a questão para iniciarmos o debate e colher as contribuições em regime de consulta pública, para assim aperfeiçoar a proposta e leva-la adiante”.