Sindicato da Construção, Geração, Transmissão e Distribuição
de Energia Elétrica e Gás no Estado de Mato Grosso
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Associações de geradores pretendem negociar alterações na proposta de ordenamento e rateio dos cortes de geração, após o adiamento pela Aneel da decisão da CP45. O processo foi retirado de pauta na reunião extraordinária da última segunda-feira, 22 de junho. Entretanto, o diretor Fernando Mosna, autor do pedido de vistas, já convidou os interessados para uma reunião presencial no próximo dia 7 de julho.
Assim como boa parte dos geradores, Mosna defendeu o aprofundamento das discussões, com a abertura de uma quarta fase da consulta pública. A Associação Brasileira das Empresas de Geração de Energia foi a única entidade a defender a aprovação da norma, com o encerramento da consulta. O processo tem como relatora a diretora Agnes da Costa
Representantes de eólicas e solares pediram mais tempo para discutir o tema. O ponto principal do debate é a organização dos cortes de geração por razão energética, quando há sobreoferta de energia. Ela segue uma ordem preferencial do maior ou menor beneficio para o consumidor. Nessa hierarquização, está prevista em uma mesma sequência o compartilhamento dos cortes entre hidrelétricas, eólicas e solares. E esse é justamente o ponto mais questionado pelos geradores.
A norma trata ainda de corte por razões elétricas. E do rateio que é feito na etapa de pós-processamento do modelo de operação de curtíssimo prazo.
Executivos do setor consideram o impacto financeiro do rateio com as hidrelétricas desproporcional para eólicas e solares. No processo de organização dos cortes, a proposta apresentada no início da semana coloca as duas fontes no mesmo bloco de despacho de UHEs a fio d’água com EVT (energia vertida turbinável).
Uma simulação feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica para o período de abril de 2024 a dezembro de 2025 mostra impacto financeiro de mais de R$ 900 milhões para essas usinas. O custo seria correspondente aos montantes de EVT. Ou seja, uma transferência de recursos para as hidrelétricas.
A CCEE considerou no calculo o PLD médio do período. No caso da solar, o prejuízo seria de R$ 534,4 milhões. Para o eólica, o valor ficou em R$ 431,2 milhões.
Uma das preocupações dos geradores é com a vigência imediata da norma, após a aplicação de um período de testes (operação sombra) de um ano, sem efeitos financeiros. A relatora inseriu, porém, uma regra de transição para o rateio provisório por fonte, restrito às usinas eólicas e solares. Com essa solução, atendeu parcialmente o pleito dos geradores renováveis, que defendem o compartilhamento dos cortes entre empreendimentos da mesma fonte.
Durante a fase sombra, o operador deverá realizar a classificação dos eventos de corte (energético e elétrico). E, ainda, apurar a geração potencial verificada e os parâmetros associados. As informações serão encaminhadas à Câmara, que fará o rateio dos custos entre os agentes de geração.
O presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia, Rui Altieri, afirma que o período sombra deve ser utilizado para corrigir as imperfeições do processo. E, não, para que os geradores se acostumem à regra.
O principal pleito da Apine, segundo ele, é que a fase de testes tenha como exemplo o que foi feito pela CCEE na operação sombra do PLD Horário. Altieri lembra que a Câmara fazia reuniões mensais para explicar o resultado. No processo, promoveu correções de rota, quando necessário.
E, ao final do primeiro ano, após concluir que a adoção do preço em base horária ainda não estava madura o suficiente, adiou a aplicação por mais um ano. Assim, o processo funcionou sem problemas no ano em que ele passou efetivamente a ser aplicado.
“Nós, no setor elétrico, sabemos fazer período sombra. Tem o exemplo do PLD horário. Tem o exemplo do monitoramento prudencial. Tudo isso foram períodos sombra que foram usados para aprendizado, para correção”, argumenta o executivo.
A expectativa do presidente da Apine é de que o diretor da Aneel dê um tratamento adequado a essa questão. Mosna defendeu, antes de pedir vista do processo, que em vez de encerrar a audiência pública a Aneel deveria abrir uma quarta fase de discussão. Agnes, porém, manteve a proposta que prevê a vigência da norma após os 12 meses do período sombra.
Para o executivo da associação, a regra transitória para eólica e solar já foi um avanço. Agora, os geradores vão aprender no período de testes como será o compartilhamento com a hidráulica.
Enquanto isso, a Aneel vai discutir a regulamentação do constrained-off de hidrelétricas. A definição de regras de restrição de geração para a fonte foi uma das reclamações de geradores eólicos e solares. AAneel já aprovou normas de constrained off das duas fontes. O diretor Gentil Nogueira Junior será o relator da norma das hidrelétricas.
Para Altieri esse é mais um motivo para aprender o que pode ser ajustado. “Se estiver tudo bem, termina o período sombra, porque a vida continua. O que nós não concordamos é que, qualquer que seja o resultado do período sombra, a regra estará valendo. E só depois de dois anos é que seria feita uma avaliação. Imagina se tiver um problema. A gente vai passar três anos com o problema, sabendo que tem um problema?”
Uma proposta que surpreendeu até mesmo os geradores hidrelétricos foi a de considerar na rateio a geração hidrelétrica mínima (GHMin). O parâmetro proposto pela relatora reflete a inflexibilidade hidrelétrica provocada por fatores alheios à operação, como os usos múltiplos da água.
“Todo mundo pediu um prazo maior para avaliar. Ninguém conhecia essa proposta. A própria Aneel não tinha o valor ainda. Tinha que estudar. Pode ser bom, pode ser ruim. Ninguém conhece. É desconhecimento mesmo,” admitiu Altieri.
O diretor Técnico Regulatório da ABEEólica, Francisco Carlos da Silva Jr, reforçou a preocupação da entidade com a agregação de fontes que trazem diferentes riscos. “Na nossa visão, EVT não é equivalente automático à eólica e solar, quando a gente está falando dos riscos relacionados aos cortes.”
Ele destacou que 74% dos cortes por razões energéticas (sobreoferta de energia) das fontes renováveis ocorrem nos momentos carga baixa crítica no sistema. No caso do vertimento hidrelétrico sem geração de energia, são 29%.
Silva lembrou que nesta terceira fase da consulta pública a Aneel não produziu uma análise de impacto regulatório dos rebatimentos comerciais que estão sendo propostos com o rateio. Esse é um ponto que, para a ABEEólica, precisaria ser aprofundado.
Ele também mencionou os impactos calculados pela CCEE. Lembrou que o valor somado a acordos energéticos já realizados por eólicas e solares no período é da ordem de R$ 2,5 bilhões. “Então, se a gente soma que muitos desses contratos aqui relacionados à fonte eólica e também à fonte solar, são contratos que estão comprometidos com contratos regulados, na realidade esse prejuízo é ainda maior, pensando nesses geradores.”
Adicionalmente, o presidente Executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, também destacou os impactos de incluir a fonte hídrica com as outras renováveis na mesma lógica de despacho. Sauaia propôs que fotovoltaicas e eólicas sejam cortadas posteriormente e em separado da UHEs com EVT.
Por fim, ele argumentou durante a reunião da Aneel que o ônus da EVT está sendo totalmente alocado aos geradores renováveis. “A fonte solar fotovoltaica está impactada em mais de R$ 1,3 bilhão somente nos cortes energéticos para o período de abril de 2024 a dezembro de 2025. A EVT majoraria em 40% o impacto financeiro às solares”, alertou.
O Sindenergia é uma importante voz para as empresas do setor de energia em Mato Grosso, promovendo o diálogo entre as empresas, o governo e a sociedade, com o objetivo de contribuir para o crescimento econômico e a sustentabilidade ambiental
