Calejados pelos resultados dos últimos leilões de energia nova, investidores em pequenas centrais hidrelétricas aguardam sem empolgação o A-6 previsto para a próxima sexta-feira, 31 de agosto. Eles têm 941 MW cadastrados para o certame e um preço teto considerado razoável, e a expectativa é de que se contrate pelo menos 20% de energia da fonte, em vez dos 7% em média dos leilões realizados desde o ano passado, afirma o presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Ricardo Pigatto. “Poderíamos chegar até 30%, mas a gente sabe que a demanda vai ser pequena”, completa o executivo.
O certame é destinado à contratação de energia de fontes eólica, hidrelétrica e termelétrica, com início de entrega em janeiro de 2024. Estão cadastrados na Empresa de Pesquisa Energética 1090 empreendimentos (66 projetos de pequenas hidrelétricas) com potência instalada total de 59,1 mil MW.
O presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e de Centrais Geradoras Hidrelétricas, Paulo Arbex, não arrisca previsões. Ele diz que os investidores sempre pedem ao Ministério de Minas e Energia para contratar o máximo possível de PCHs nos leilões, mas a contratação de energia tem sido pífia ao longo de 10, 20 anos. “As últimas vezes que a gente conversou com o ministério [o argumento] foi de que eles não poderiam contratar uma porcentagem muito grande das usinas, porque se fizessem isso não estariam promovendo a competição. Só que nós não concordamos com esse argumento”, diz Arbex.
O executivo da AbraPCH lembra que no ano passado foram contratadas termelétricas fósseis a gás importado, e que, de lá para cá, o preço do gás subiu e o dólar também. “A usina nem começou a ser construída ainda, foram 2 mil MW, e essa tarifa vai custar 40% a mais, porque o principal componente dela é o gás”, calcula o executivo, destacando que o empreendedor termelétrico tem o direito de repassar para o consumidor 100% da variação do preço internacional do metro cúbico do gás e 100% da variação cambial. Arbex também reclama da contratação de energia solar e eólica.
A promessa do MME então era de que o governo ia tentar aumentar a participação da fonte hídrica no A-4 de 2018, com a contratação de pelo menos 300 megawatts de PCHs. “Não contrataram. Disseram, então, que seria para o A-6, e agora estão dizendo que não se pode contratar muito porque tem pouca usina cadastrada. E por que tem pouca cadastrada? Leva-se dois anos para aprovar uma hidrelétrica e se constrói uma termelétrica fóssil em um processo simples de dispersão de poluente, que tem sempre como conclusão colocar uma chaminé de 30 metros para dispersar a poluição”, diz o executivo, que acusa o governo de estar na contramão da proteção ambiental.
Pigatto, da Abragel, faz um relato semelhante dos argumentos usados pelo MME e questiona a preferência pela contratação de empreendimentos eólicos que ficaram com 83% da energia vendida nos últimos leilões. Ele conta que há poucos dias ouviu no ministério a explicação de que as PCHs vendem pouco porque não se habilitam, e os projetos cadastrados não apresentam garantias ou, quando o fazem, não apresentam proposta nos certames.
O dirigente disse que até hoje não conseguiu entender os critérios usados nos leilões para que um tipo de empreendimento tenha mais espaço que outro, e anunciou que a associação vai estar vigilante no leilão de sexta-feira para saber de que forma serão distribuídos os percentuais de demanda de cada fonte. “Independentemente da quantidade de energia que vai ser vendida, em termos percentuais vamos ver qual é a dosimetria que o ministério vai adotar para distribuição das cotas de energia no A-6”, disse Pigatto. Ele promete apresentar um balanço com uma análise do resultado na segunda-feira, 3 de setembro.
“O que a gente tem visto é que o foco é o menor valor por megawatt-hora, e o menor valor é hoje a eólica. Todos sabem que é um equívoco, por causa da intermitência”, afirma. Para Pigatto, o baixo valor nominal da energia da fonte carrega uma compensação embutida, porque a base no Nordeste é garantida com térmicas a óleo, que são muito mais caras e encarecem o custo final da energia na região.
