Governo reduz custo máximo de termelétricas em leilão de capacidade

O leilão de reserva de capacidade (LRCAP) previsto para o dia 27 de junho terá seis rodadas, cada uma voltada para contratação de disponibilidade de potência para um ano do horizonte de compromisso, que vai de 2025 a 2030.

Ao publicar a sistemática do certame, o Ministério de Minas e Energia (MME) aproveitou para fazer novos ajustes nas diretrizes anunciadas no início de janeiro, incluindo uma redução do Custo Variável Unitário (CVU) máximo das usinas que poderão participar, que saiu de cerca de R$ 2.750/MWh para R$ 2.000/MWh, uma redução de quase 30%.

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A partir da sistemática definida pelo MME, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vai trabalhar no edital do leilão, num processo sorteado para a relatoria do diretor Ricardo Tili. Uma consulta pública sobre o tema deve ser aberta em 25 de fevereiro, com recebimento de contribuições até meados de abril. O cronograma da agência prevê a aprovação do edital no dia 22 de maio, pouco mais de um mês antes do certame.

A mudança do CVU

O leilão vai contratar a disponibilidade das usinas, a fim de aumentar a flexibilidade da operação do sistema, cada vez mais necessária diante do aumento das renováveis não despacháveis.

O CVU, expresso em reais por MWh, corresponde ao valor necessário para cobrir os custos operacionais variáveis de uma usina, incluindo o de combustível, e usinas que tenham esta cifra superior a determinado patamar não poderão participar do certame em junho.

Como o CVU é um dos componentes do lance do leilão, sua redução força as usinas a serem mais competitivas, reduzindo o impacto final na tarifa de energia. No entanto, a mudança mais de um mês depois da portaria com as diretrizes pegou os agentes de surpresa e pode resultar até mesmo em questionamento das regras na Justiça.

A Portaria Normativa 96, de 2 de janeiro, determinava que não seriam habilitadas para o leilão usinas que tivessem custo variável superior ao CVU máximo de uma usina disponível no Programa Mensal da Operação (PMO) no mês de publicação da portaria – era a termelétrica Pecém 2 (365 MW), a óleo combustível, que teve CVU de R$ 2.759,29/MWh atribuído em janeiro.

A Portaria Normativa 100, publicada no Diário Oficial da União (DOU) desta segunda-feira, 10 de fevereiro, alterou a portaria anterior ao colocar como teto o CVU máximo de uma usina a gás natural disponível em janeiro: a referência se tornou a usina Termoceará (220 MW), que teve CVU de R$ 2.007,59/MWh atribuído em janeiro.

Má notícia para o biodiesel

A mudança foi mal-recebida por empreendedores, especialmente aqueles que tentam viabilizar usinas a biodiesel.

A MegaWhat apurou que donos de usinas a óleo diesel, como a Termonorte, do empresário Carlos Suarez, e a Bolognesi, estão trabalhando na conversão dos motores a diesel para biogás, mas o novo preço-teto é um obstáculo adicional, porque esses empreendimentos terão custos de geração mais elevados, pelo menos, até que o mercado de biogás se desenvolva.

“Essa premissa deveria ter sido definida na portaria inicial, pois os investidores usaram aqueles valores nas análises financeira e de viabilidade dos projetos”, explicou Ralph Menezes, gestor de Ativo de Geração na Simple Energy, que está trabalhando com a habilitação de projetos para o certame.

O prazo para cadastrar os projetos na Empresa de Pesquisa Energética (EPE) começou dia 13 de janeiro e vai até 14 de fevereiro, próxima sexta-feira, quando os empreendedores precisam garantir a oferta do combustível por toda a duração do contrato.

Segundo um investidor que falou sob condição de anonimato, a mudança do CVU máximo tão perto do prazo final foi uma surpresa negativa. Pelas regras do leilão, é preciso garantir combustível para geração plena durante toda a duração do contrato, e como não há produção suficiente de biodiesel hoje, o preço tende a subir e pode deixar esses projetos de fora do leilão.

Seis rodadas de negociação

A sistemática do certame, definida hoje pela mesma Portaria Normativa 100, definiu que a competição será estruturada em seis rodadas, cada uma correspondente ao ano de entrada em suprimento dos empreendimentos que serão contratados.

A Rodada 2025 vai contemplar apenas o produto potência termelétrica 2025, assim como vai acontecer com as rodadas 2026 e 2027, que só terão a negociação de um único produto.

Já as rodadas 2028 e 2029 vão ter a negociação simultânea dos produtos de termelétricas novas e existentes para os referentes. A Rodada 2030 vai ter a negociação simultânea de três produtos: termelétricas existentes com entrada em 2030, termelétricas novas 2030, e ainda o produto de potência hidrelétrica 2030.

A frustração de demanda em uma determinada rodada será incorporada à quantidade definida de contratação na rodada subsequente.

Isso não significa que os produtos com entrega em um mesmo ano irão disputar a mesma demanda. A sistemática determina que a cada rodada, será calculada a quantidade demandada, que será proporcional à oferta disputada, mas também vai refletir políticas públicas – o governo pode alocar mais demanda para um ou outro produto, independentemente do volume de potência na disputa.

As componentes do preço

Para térmicas e hidrelétricas, as ofertas serão em R$ por MW.ano.

No caso das termelétricas, o preço dos lances vai ser representado pelo preço da disponibilidade de potência termelétrica, que tem entre seus componentes a receita fixa da disponibilidade da usina, o tempo de acionamento e desligamento das máquinas, o tempo mínimo de permanência ligada, e ainda o CVU do projeto.

Para as hidrelétricas, o preço será calculado a partir da receita fixa e a potência disponível. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) já aprovou a ampliação de 13 hidrelétricas, num total de 5.517,8 MW, para participarem do certame.

A última teve a obter o registro para a compatibilidade do sumário executivo com o uso do potencial hidráulico por meio da emissão de DRS-EVTE foi a ampliação da hidrelétrica Jaguara, em 232,5 MW, por meio da implantação de duas unidades geradoras.