MME tem ações para mitigar atraso no LRCAP, mas elas terão custo, diz secretário

O Ministério de Minas e Energia tem um conjunto de ações na mesa para garantir o suprimento energético de 2025, em razão do atraso no leilão de reserva de capacidade para contratação de potência (LRCAP). O secretário de Energia Elétrica, Gentil Nogueira Jr, afirmou nesta quarta-feira (04/06) que há recursos físicos disponíveis, parte deles não contratados, mas admitiu que o governo terá que tomar algumas decisões difíceis, que vão gerar custos para o consumidor.

Uma dessas medidas, já aprovada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, é a antecipação da potência contratada de usinas do LRCAP de 2021, que vai adiantar também o pagamento da receita fixa que estava previsto para ser feito só a partir de 2026. São 2,5 GW que serão antecipados para agosto e outubro desse ano.

Em conversa com jornalistas, Nogueira Jr disse que não há mais tempo para ofertar o produto de potência de 2025, como previsto, caso o LRCAP tivesse sido realizado em 27 de junho desse ano. Ele disse que dá tempo de contratar o produto de 2026, mas se esquivou de responder se o MME conta com o certame somente no ano que vem.

“Não sei dizer. Isso é difícil. Se sair logo a portaria e todo mundo flexibilizar [os prazos do processo de licitação], dá para fazer em 2025. Agora, se isso vai acontecer, não sei,” disse, durante evento da Megawhat.

A medida é uma das ações recomendadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, em estudo apresentado há cerca de um mês ao ministério. O operador fez uma avaliação dos riscos associados à não realização do leilão, especialmente para o produto 2025, que seria ofertado ao término do atual período seco, especialmente no final do ano, quando a geração hidrelétrica da região Norte é reduzida significativamente. Esse produto cobriria uma diferença de potência estimada  pelo ONS em 4,2 GW.

O LRCAP que contrataria em junho potência de térmicas e da ampliação de hidrelétricas foi cancelado, em razão de ações judiciais movidas por  geradores térmicos contra regras do certame.

Outras medidas

O MME também avalia utilizar usinas termelétricas a GNL, que teriam de ser acionadas 60 dias antes do despacho, permitindo que esses empreendimentos possam ser chamados antecipadamente a gerar, com um Custo Variável Unitário mais alto.

Segundo o secretário, existem três usinas nessa condição que representam cerca de 2 GW de potência, que poderiam ser contratadas para realizar o mesmo serviço que as UTEs do leilão de 2021, que é a rampa rápida de subida para atender a carga e a rampa rápida de descida.

Uma portaria recente do MME também permite que UTEs não contratadas, inclusive as que pretendem disputar o LRCAP, possam declarar um CVU diferenciado para operar. Essas térmicas somam entre 2GW e 3 GW.

Sobre a possibilidade de acionamento de usinas merchant (sem contrato), o secretário explicou que o melhor dos mundos é a contratação limitada desse tipo de empreendimento, que só recebe a receita variável quando é acionada em algumas horas do dia e por períodos curtos do ano.

“Se ela operar cinco dias por ano, é melhor a merchant. Agora, se ela começa a operar muito, se eu opero 120 vezes por ano, a merchant vai ofertar R$ 3 mil. Só que R$ 3 mil por quatro horas, cinco dias, é pouco. R$ 3 mil reais por quatro horas por 100 dias é muito,” disse, comparando com as térmicas contratadas, que recebem receita fixa independentemente do despacho, mas tem CVU menor.

Existe ainda o programa de resposta da demanda regulamentado pela Aneel no ano passado, que tem potencial de reduzir a carga no horário de pico, por meio de ofertas de grandes consumidores. “A gente já teve produtos mais estruturados, mais firmes, com relação à obrigação de fazer essa redução da demanda. Esperamos ter novas rodadas e que haja um engajamento maior da indústria nesse sentido, para a gente conseguir uma redução maior.”

O Horário de Verão aparece entre as opções recomendadas pelo ONS, apesar da redução em termos de demanda não ser significativa. A  retomada do horário, que foi suspenso no governo Bolsonaro, é, porém, uma decisão política, frisou Nogueira Jr.

CMSE

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico vai avaliar outras medidas de atendimento ao sistema, na reunião mensal de junho que acontece na próxima quarta-feira, 11. Uma das medidas incluídas na pauta envolve a operação da UHE Tucuruí no período seco, de forma a postergar o desligamento da segunda casa de força da usina, que representa 4 mil MW de diferença em termos de potência, ou 50% da capacidade instalada total. A ideia é adiar o desligamento para dezembro, quando a carga reduz significativamente.

Serão avaliadas também alterações nas vazões das usinas de Furnas, Jupiá e Porto Primavera para economizar água, com já foi feito em anos anteriores.

O ONS vai apresentar o resultado de estudo sobre a operação do sistema em N-1, reduzindo a segurança da operação em alguns horários do dia para aumentar o intercâmbio do Nordeste para o Sudeste.

Gentil Nogueira anunciou que no próximo dia 12 de junho a State Grid vai colocar em operação o Sistema Especial de Proteção do Bipolo de Xingu, que vai permitir a ampliação em cerca de 1,8 GW do transporte de energia da UHE Belo Monte para o Sudeste. O equipamento de proteção tem como função isolar o sistema, em caso de ocorrência envolvendo a linha.