O chamado vertimento turbinável, situação na qual usinas hidráulicas poderiam estar gerando energia pela quantidade abundante de água passando por suas comportas, mas que não acontece em consequência direta da inserção e sobrecontratação das renováveis complementares, pode custar R$ 6 o MWh até 2025 e concentrado em alguns empreendimentos, o que impõe um desafio ainda maior para o setor na visão da PSR.

Os dados trazidos nessa quinta-feira, 30 de março, pelo coordenador de projetos e consultor de assuntos regulatórios da consultoria, Jairo Terra, mostram ser preciso a implementação de um mecanismo que possa de fato revelar quais os custos das fontes eólica e solar, que trazem um modelo de negócios em que os valores variáveis operativos são tratados como nulos, além da discussão sobre qual é o verdadeiro custo das hidrelétricas, o que varia muito de usina a usina.

“Tem UHE que prefere pagar ao invés de deixar de gerar e comprometer de alguma forma suas máquinas”, comentou o especialista durante o terceiro bloco de apresentações e debates do Workshop PSR, evento promovido em parceria com o Grupo CanalEnergia/Informa Markets no Rio de Janeiro. Ele também afirmou que o quadro técnico da PSR está desenvolvendo diversos estudos envolvendo as temáticas de serviços ancilares, flexibilidade e separação de lastro e energia, haja visto que muitos geradores têm passado por situações críticas.

“Serviços ancilares hoje não são remunerados e tem competido com a geração das usinas, como no caso do suporte reativo, algo que deveria ser pago considerando o custo de oportunidade e de disponibilização dos equipamentos de determinada maneira”, complementa, citando um levantamento no qual avalia como ficaria a flexibilidade do sistema sem hidrelétricas, com valores expressivos entre R$ 20/MWh a R$ 100/MWh.

Além do vertimento turbinável, também chamado de curtailment, a apresentação apontou outras problemáticas para a fonte, como falta de previsibilidade do tempo de concessões, ausência de incentivos à eficiência, muito por conta da regulamentação desenhada para o MRE, além das restrições operativas, principalmente de cunho ambienta e social, e a falta de remuneração adequada aos serviços prestados ao sistema. “Não há outro caminho que não o aprimoramento regulatório”, ressalta. Os rumos para a fonte hídrica foram tratados também recentemente em uma reportagem especial aqui da Agência CanalEnergia.

Restrições operativas impostas às hidrelétricas podem trazer prejuízos ao O&M das turbinas (Cemig)

Novos mercados de capacidade, serviços ancilares e flexibilidade

Uma tônica das apresentações do começo da tarde foi a necessidade de definição e conceituação entre os novos produtos, bem como a definição das necessidades do sistema e especificação dos serviços de forma isonômica, no sentido de que a consagração virá daquele recurso que prover melhor determinado serviço e de maneira menos onerosa.

“Temos que ver as necessidades reais sob ponto de vista do sistema, mas precisamos definir o que é flexibilidade, como um recurso disponível todo momento para o sistema ou definir algum momento em que será provido especificamente”, resume Terra, tecendo sua conceituação como a habilidade do gerador de seguir a carga líquida do sistema.

Pelo lado da capacidade, são pelo menos 7 GW de potencial de ampliação de usinas com espaços vazios para novas turbinas a um custo muito baixo, além da repotenciação ao longo dos anos. Já segundo o PDE 2032 serão necessários 5 GW para atendimento da ponta até 2028, o que segundo Jairo Terra exigiria um leilão de capacidade com as hídricas ainda nesse ano, citando também as projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de 13 GW até 2031.

“Serão R$ 4,4 bilhões anuais de investimentos para o mercado de potência a partir de 2028, com base e atualização sob os preços ofertados no último leilão de reserva de capacidade”, informa o especialista.

Questionado sobre a competitividade entre térmicas e UHEs nos certames, Terra ressalta que para essa comparação direta é preciso calcular a contribuição de potências das hidrelétricas, do quanto tem de risco de não entregar a energia, e que faz sentido a participação de eólicas e solares no leilão de capacidade cumprindo os contratos conforme cada momento avaliado para o sistema, o que deve valer para qualquer fonte.

Sobre serviços ancilares, o especialista da PSR citou boas oportunidades com controle de frequência, suporte de reativos e autorestabelecimento de geradores, diretamente proporcional ao maior incremento de renováveis intermitentes na matriz. Ademais trouxe dados do Chile e Reino Unido, que gastam US$ 585 milhões e US$ 2 bilhões respectivamente com o segmento, sendo importante trazer um regulamento que remunere esse tipo de serviço no Brasil, que hoje pela lei recairia no consumidor.

Por fim, os últimos destaques do painel foram as perspectivas futuras do lastro de flexibilidade como um novo produto a ser gerado e remunerado, e o resultado da enquete feita com o público, sobre quais os serviços seriam mais interessantes para o sistema no futuro, com 50% indo para flexibilidade, 25% para capacidade e 15% para os serviços ancilares.