A Cemig está imbuída em aumentar sua capacidade instalada em fontes renováveis e fala em um pipeline de 2 GW de projetos “bastante maduros” para serem desenvolvidos até 2025, dentro de sua carteira de 6 GW, afirmou o diretor da Cemig Geração e Transmissão, Thadeu Carneiro da Silva, durante a teleconferência da empresa nessa sexta-feira, 12 de novembro.
“Daqui cinco a dez anos nosso parque vai ter um acréscimo bastante considerável das eólicas ou solar intermitentes e até lá vamos ter tempo para o desenvolvimento de baterias e do hidrogênio para equalizar essas fontes ao longo dos dias”, comentou o executivo, afirmando que até lá a operação do sistema dependerá ainda de térmicas de base.
Quanto aos parques eólicos a companhia fala em um pipeline específico que supera os 2 GW, principalmente no Nordeste, e que está estudando junto ao mercado e ponderando suas avaliações a partir do aumento do preço das commodities, que por sua vez impactaram no custo dos equipamentos e componentes desses projetos.
Já com relação a fonte fotovoltaica, o executivo ressalta cerca de 500 MW em outorgas já emitidas e o primeiro parque próprio da empresa aprovado, de 107 MW na região de Montes Claros (MG). “Devemos aprovar ainda 150 MW em nossa usina de Três Marias, que se tornará um grande complexo de geração de energia pra Cemig”, destaca o diretor.
Ele também revelou que a ideia a partir do ano que vem é trabalhar só com geração própria, seja para suprir a carteira ou os clientes em contrato de autoprodução.
Outro ponto confirmado pela estatal mineira é que seguirá atuando no negócio de geração distribuída por meio da Cemig SIM, com foco em Minas Gerais e com a expectativa de resolução no legislativo dos imbróglios envolvendo os subsídios, que no entender da empresa devem ter uma melhor distribuição para todos da cadeia, com menor impacto para a área de Distribuição.
Contratação e preço
Questionado sobre contratos de longo prazo firmados com desenvolvedores para ampliar a oferta de energia, o diretor da Cemig Comercialização, Dimas Costa, disse os 1200 MW comprados vão começar a ser utilizados em 2022 e 2023, e que houve apenas dois incidentes.
O primeiro um default de 20 MW não cumprido, com acionamento das garantias. E o outro um pedido de postergação de 60 MW por conta da crise de suprimentos e logística advinda com a pandemia. “O resto está bem controlado e até antecipado. Vendemos e deixamos 40% a medida que vai liberando. Não é uma energia que sobra mas mantém os 3.600 MW médios da nossa carteira de clientes”, explicou Costa.
Sobre os impactos de preço e expectativa de GSF, o diretor comercial admitiu uma recuperação inicial dos reservatórios e que prevê preços diferentes na próxima semana, como um Custo Marginal de Operação (CMO) por volta de R$ 70/MWh, descolando um pouco da realidade.
“Enquanto o CMO vai bater a R$ 70/MWh nós temos geração de R$ 2.000/MWh e importando energia por R$ 1.700/MWh. Há um descontrole, saindo de um PLD máximo para um mínimo em dezembro”, pontuou o especialista, que enxerga um PLD médio entre R$ 180 MWh a R$ 200 MWh para 2022.
Já a avaliação é de que o risco hidrológico fique baixo mesmo em caso de melhora no regime pluviométrico, por volta de 70%, visto haver também uma determinação da ANA para os reservatórios de cabeceira segurarem mais água.
