UHEs têm condições de disputar leilão de potência, avalia PSR

Com a promulgação da lei 14.120/2021 o setor elétrico brasileiro viu um avanço rumo ao leilão de potência para atender aos picos de demanda e cujo benefício será pago por todos consumidores. Mas uma questão que ainda está em aberto é sobre quais fontes deverão entrar na disputa. Para a PSR, as hidrelétricas poderiam estar na relação de plantas, pois naturalmente sempre estiveram ligadas à segurança do suprimento quando a matriz contava com essa fonte com quase sua totalidade. Contudo, é necessário que haja mudanças da lei para incentivar as UHEs cotistas a se modernizarem para suprimento de lastro de potência.

A análise está na publicação mensal Energy Report, edição de abril. Na opinião da consultoria, a Aneel deveria adequar a definição de “aproveitamento ótimo” para levar em conta os efeitos energéticos e de potência as usinas. Outra questão importante que se faz necessária é a introdução de estímulos para investimentos nas usinas, principalmente as cotistas.

A PSR aponta que esse incentivo não existirá enquanto vigorar o disposto no Art. 4º § 1º da Lei 12.783/2013, que estabelece a geração por meio de cotas. Segundo levantamento da EPE, de um total de 12 UHEs com espaços vazios para que novas máquinas sejam adicionadas, seis são cotistas. Somando todo o potencial para ampliação dessas centrais seriam 7.240 MW a mais de potência instalada. Quando se avalia apenas o volume que poderia ser adicionado nas usinas cotistas tem-se 4.954,5 MW, principalmente de usinas da Eletrobras, como Xingó e Itaparica.

E continua ao avaliar que a instalação de equipamentos adicionais em usinas existentes é uma opção que merece ser avaliada como recurso para o sistema. Defende que é do interesse público encontrar uma solução legal que viabilize sua participação nos leilões em referência.

Outro caminho seria a da repotenciação e modernização de usinas dessa fonte. No estudo que a Empresa de Pesquisa Energética realizou foram identificadas 51 UHEs com mais de 25 anos de operação e potência superior a 100 MW que nunca passaram por esse tipo de melhorias. Estas usinas somam 50 GW – cerca de metade do total instalado e têm em média 47 anos de operação. Um ganho de potência médio encontrado na literatura sobre o tema, explica a consultoria, seria algo da ordem de 15% a 25% da potência original.

“Assim, uma estimativa conservadora seria de um acréscimo de 10% de potência, ou 5 GW adicionais à disposição do SIN”, destacou. “A EPE estimou um ganho energético das repotenciações, que levariam o rendimento do conjunto turbo gerador a 92,4%, de 441 MWm de energia firme ou 520 MWm de energia média”, acrescentou.

Em geral, sublinha a PSR, há benefícios econômicos pela redução de cerca de 6% da necessidade de investimentos quando comparada a fonte hidrelétrica com outras voltadas ao suprimento de capacidade de potência. Esse dado está nas simulações realizadas pela EPE com o modelo de expansão MDI.

“Já sob o ponto de vista do operador das usinas, segundo a EPE, os resultados mostram que em alguns casos haveria viabilidade econômica mesmo com a regulação existente, que só valoriza o ganho energético, na forma de aumento de garantia física. Para isso o CAPEX da repotenciação deve estar entre 25% e 50% do custo de aquisição de equipamentos novos”, cita a PSR.

E ainda, na maior parte dos casos, em que o ganho energético por si só não justificaria a implementação da melhoria, os requisitos de reserva de potência poderiam ser atendidos pelas hidrelétricas existentes desde que houvesse pagamento pelo serviço complementar. Essa remuneração, explica, seria algo semelhante à RAP das transmissoras. Para agregar esse valor ao contrato de concessão, um caminho seria na forma de aditivo contratual. “Pelo lado dos consumidores esta opção seria desejável se for mais competitiva do que as térmicas flexíveis”, aponta.

Para o caso das hidrelétricas não cotistas, cuja ampliação proveria 2.285 MW, a PSR alerta que pode haver outra dificuldade: o prazo de concessão remanescente talvez seja insuficiente para remunerar os investimentos. “Neste caso, a conciliação entre os interesses dos consumidores (energia segura e modicidade tarifária) e os dos investidores seria possível, dando maior segurança jurídica à indenização por ativos não amortizados por ocasião da reversão ou estendendo o prazo de concessão”.

E para terminar, lembra que a operação de ativos como usinas hidrelétricas e linhas de transmissão segue critérios de segurança associados à ocorrência de eventos improváveis. Afirma ainda que “com as tecnologias existentes, é possível hoje explorar melhor o uso destes ativos através de sua “digitalização” e do uso de sistemas inteligentes que transformam limites “estáticos” (baseados na ocorrência de eventos improváveis) em limites dinâmicos, baseados nas condições vigentes, de acordo com a conveniência”.