Chegou a hora de lançar novas licitações de capacidade de reserva no Brasil?

O grupo brasileiro de geração e comercialização de energia Mercurio Partners possui 500 MW de projetos prontos para competir em leilões de capacidade de reserva, afirmou Alexandre Americano, sócio fundador do grupo, à BNamericas.

No entanto, há incertezas quanto ao cronograma do leilão, diante dos adiamentos ocorridos nos últimos anos.

Nesta entrevista, Americano analisa a situação do setor elétrico local e explica por que, mesmo o país tendo oferta excedente de energia – inclusive por parte das concessionárias de distribuição – chegou a hora de lançar novas licitações.

BNamericas: Quais são os planos do grupo Mercurio Partners para a área de geração de energia?

Americano: Hoje, temos uma termelétrica em operação, Paulínia Verde, que implantamos por meio do leilão emergencial, em 2021. O contrato termina em dezembro de 2025 e pretendemos que a usina recontratada em um dos leilões de capacidade. Trata-se de um projeto pioneiro, que utiliza biometano.

Também possuímos uma usina termelétrica a carvão no Ceará, a UTE Porto do Pecém 1. Acreditamos que este é um ativo importante para o submercado da região Nordeste e elegível para conversão para gás natural.

Somente nos EUA, cerca de 100 usinas a carvão, com capacidade de quase 15 GW, foram convertidas para gás nos últimos anos. Acreditamos que esta planta, no Ceará, possui as características necessárias para servir de propulsor aos projetos de transição energética naquele cluster.

Juntos, Pecém 1 e Pecém 2 [operados pela Eneva] possuem 1,2 GW. Além disso, em termos de usinas a carvão importantes no país, destacam-se os complexos Jorge Lacerda [Santa Catarina] e Pampa Sul [Rio Grande do Sul]. São plantas relativamente novas, então faz sentido investir tempo, capital e inteligência para avaliar conversão de ambas, de uma maneira inteligente e faseada ao longo do tempo, a fim de mantê-las em operação após os contratos originais.

Temos também 500 MW de projetos greenfield licenciados que pretendemos colocar em leilões de capacidade.

BNamericas: Quais são as perspectivas para os leilões de energia em 2024? Afinal, o governo adiou os leilões de capacidade no ano passado.

Americano: Os leilões não foram adiante por diversos motivos. Mas, principalmente, porque não houve acordo político dentro do próprio governo a respeito do formato do leilão da Eletrobras e porque outras fontes de energia [além do gás] estão brigando por uma parte desta demanda.

Houve também uma discussão sobre as seções não relacionadas da regulamentação para energia eólica offshore [como a manutenção da operação de usinas movidas a carvão]. Então a discussão técnica acabou sendo adiada para 2024.

Entretanto o consumo de energia não espera por isso. Nossa percepção é que isso sufocará cada vez mais o setor energético, caso haja eventos climáticos que criem um problema no curto prazo. Chuva e vento são variáveis sobre as quais temos pouco controle. O tempo que o Ministério das Minas e da Energia teve para realizar estas discussões políticas está acabando.

Ainda temos um cenário hidrológico favorável, com bons percentuais de armazenamento no Sudeste, mas há problemas no Norte.

E existe certa impressão de que a transmissão pode resolver todos os problemas de intermitência ao permitir que a energia flua de um subsistema para outro. Mas entendemos que o setor necessitará cada vez mais de geração despachável e flexível, devido ao crescimento das fontes intermitentes [solar e eólica] e da geração distribuída na matriz.

Sendo assim, aí estão reunidas as condições para a realização dos leilões. Provavelmente, haverá um excesso de oferta de energia, mas isso não corresponde necessariamente ao perfil de carga. Por exemplo, há muita geração eólica à noite, quando a demanda é menor. Por outro lado, durante o dia, a partir das 16 h, a disponibilidade de energia solar cai, enquanto a demanda cresce bastante. É nesse ponto que entra a necessidade de geração despachável.

BNamericas: O sistema está se tornando cada vez mais descentralizado e não há garantia de que toda a capacidade de geração distribuída estará disponível para ser injetada na rede sempre que necessário. Isso gera preocupação?

Americano: O setor elétrico trabalha com segurança. A energia mais cara é aquela que você não tem. Na verdade, precisamos de redundância técnica para que não se repita o que aconteceu em agosto do ano passado, quando um problema razoavelmente simples detectado em uma subestação no Ceará resultou em um grande apagão. Depois houve outro problema em novembro, quando a temperatura atingiu o pico e todas as térmicas foram acionadas.

Provavelmente, teremos energia em abundância, mas isso não significa que ela sozinha atenderá a demanda.

BNamericas: Quais são os impactos da abertura do mercado no setor elétrico? O mercado regulamentado ainda está praticamente sozinho na tarefa de oferecer segurança ao sistema por meio de leilões. Como esta situação pode ser equilibrada?

Americano: A solução para isso é precificar o custo da segurança. E ele precisa ser compartilhado por todos, incluindo o mercado livre. Hoje, está concentrado no mercado regulado.

Para melhor dividir o bolo e não resultar em um país com energia barata e tarifas caras, que é o modelo atual, o ideal é que todos os consumidores compartilhem o custo da segurança, já que todos se beneficiam com isso. Portanto, cabe à política e à regulamentação acompanhar este movimento, porque a abertura do mercado livre não tem retorno.

Tenho visto uma mudança muito grande nas migrações [para o mercado livre], vários players estão aproveitando essa janela de oportunidade para atender esses novos consumidores livres.

Mas isso não é um passeio no parque. O novo perfil do consumidor, que não entende do setor elétrico, depende de uma empresa de comercialização varejista. A empresa, por sua vez, precisa ser estruturada e robusta financeiramente. Como ficaria a situação, por exemplo, de um consumidor com uma conta de R$ 10 mil ou R$ 15 mil por mês, caso o varejista falisse? Eles voltariam ao mercado regulamentado?