O Ministério de Minas e Energia publicou no início de janeiro as regras para o primeiro Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) do ano, incluindo não apenas as térmicas a gás e hidrelétricas já previstas inicialmente como também térmicas a biocombustíveis. Poderão ser contratados produtos de energia com fornecimento iniciando de 2025 a 2030, por dez anos.
“A gente tinha a expectativa que a portaria de diretrizes sairia antes das regras para o leilão de baterias, que esperamos que saiam ainda neste primeiro trimestre”, comenta o presidente do Conselho de Administração da ABSAE, Markus Vlasits. “Não há indicação de volume de contratação, isso é uma informação que o ministério não abre. Agora a criação de um novo produto para térmicas existentes, é algo que preocupa, porque se cria um grande volume de oferta e a expectativa de uma grande contratação para esse leilão”, adiciona.
A chamada rampa de carga indica a necessidade de potência do sistema para os próximos anos. A necessidade de potência no setor elétrico brasileiro é impulsionada pelo aumento da participação da geração distribuída, que não é controlada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), no atendimento à demanda.
Com 35 GW de capacidade instalada, os sistemas de geração distribuída, majoritariamente da fonte solar, já chegaram a atender 28% da carga de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa geração não despachável tem levado ao chamado “vertimento”, ou corte de geração, de fontes renováveis como eólicas e grandes centrais fotovoltaicas, da ordem de 4 GW. O ONS projeta que, com o crescimento esperado da GD nos próximos anos, o corte dessas fontes pode chegar a 40 GW. Mas elas podem não estar disponíveis para o sistema quando as usinas distribuídas e não despacháveis deixarem de gerar, especialmente de 19h a 21h, quando for necessário acionar rapidamente potência ao SIN.
“O ONS tem um déficit de potência de 19h a 21h, mas as térmicas operariam fora das horas necessárias e vão deslocar outras fontes, aquelas que é possível desligar, e atualmente as fontes que o ONS consegue desligar são as renováveis. E com isso, o preço da energia vai aumentar”, comenta Vlasits.
CVU de até R$ 1.500/MWh
Em 2021, o primeiro leilão de reserva de capacidade realizado pelo governo federal contratou mais de 5,1 GW em usinas termelétricas movidas a gás natural, óleo combustível e apenas uma a biomassa, com custo total para os consumidores de R$ 3,4 bilhões por ano, por 15 anos de contrato. O preço-médio pela disponibilidade de potência destas usinas foi de R$ 824.553,83/por MW por ano e um CVU médio de R$ 900/MWh.
A referência de valor máximo para o primeiro LRCAP de 2025 é o maior Custo Variável Unitário (CVU) registrado no Programa Mensal de Operação de dezembro, de térmicas que não tenham inflexibilidade zero — neste caso, a referência seria a UTE Paulínia, a biogás, com CVU de R$ 1.504/MWh.
“Se a gente não tomar cuidado, a contratação de um grande volume de térmicas não vai só impactar o mercado de BESS, mas será ruim para o SEB como um todo, e arriscando ter uma contratação marginal de BESS, com o argumento de que é uma tecnologia nova, que ainda precisa ser testada. Mas não é esse o caso, essa é uma tecnologia amplamente usada no mundo, com a BloombergNEF projetando que 200 GWh de projetos sejam integrados globalmente em 2025”, diz o presidente do Conselho da ABSAE. “É uma instalação simples, basicamente apertar um botão e injetar potência ativa na rede.”
Existe por parte do Ministério de Minas e Energia, ressalva Vlasits, especialmente na Secretaria de Planejamento e Transição Energética, um reconhecimento da tecnologia e a intenção de contratar o BESS no leilão. Mas também há uma pressão pela contratação de térmicas já existentes. “Estamos construindo um relacionamento técnico com a equipe do MME”, observa. “Agora, chama a atenção que um novo produto tenha sido incluído e é problemática a pressão que percebemos de agentes interessados na criação de novos produtos para o leilão, a inclusão de térmicas já existentes. Porque essas são decisões estruturantes, que vão contratar potência por 10 anos.”
Ao todo, o primeiro LRCAP de 2025 terá espaço para 9 produtos de fonte térmica e um produto de fonte hidrelétrica, conforme descritos na portaria 97/2025 do MME.
Regulação sinalizada pela Aneel pode onerar BESS no 2º LRCAP de 2025
Além da incerteza sobre a demanda remanescente para o 2º LRCAP, que abrirá espaço para a contratação de BESS no sistema elétrico brasileiro pela primeira vez, as regras sinalizadas pela Aneel na segunda fase da consulta pública 39 para as outorgas de armazenamento poderão onerar os projetos.
“É necessário reconhecer e parabenizar a Aneel pela portaria robusta, que engloba diversas aplicações, desde grandes projetos junto a carga até sistemas de armazenamento associados a ativos de transmissão e distribuição”, comenta Vlasits. “Essa transversalidade das baterias é muito interessante, mas também significa que sempre vão surgir novos modelos de negócios que precisarão ser contemplados”, ressalva.
A preocupação, entretanto, é sobre quanto tempo a agência reguladora levará para avaliar as contribuições, que serão recebidas até 24 de janeiro. “Depois disso, vai demorar mais um ano para sair o resultado da análise? Precisamos de uma celeridade maior do que houve na primeira fase da consulta”, diz o presidente do Conselho da ABSAE. “Para os projetos do leilão, é necessário ter clareza sobre as regras do MUST, da autorização. Sem isso, como vamos apresentar propostas?”.
Um dos pontos de atenção na consulta pública, em especial para os projetos que deverão concorrer no 2º LRCAP, são as regras para a tarifa de Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) aplicável ao BESS autônomo que, pelo que está sendo proposto pela Aneel, seria o mais caro entre a tarifa de consumo e de geração.
“Além de ser complexo, porque pode mudar ao longo dos anos de operação do BESS, isso pode impactar o nosso custo de operação”, comenta Vlasits. “Há um inconsistência de conceito: se o BESS terá outorga de geração, o que está em linha com o praticado em outros países, como Reino Unido, Estados Unidos, então porque estaria sujeito a pagar a tarifa de consumo?”, questiona.
Além disso, a avaliação é que o governo está direcionando o leilão para a contratação de BESS autônomo, não associado a outras tecnologias de geração. “Todas as decisões que estão tomando tornam a nossa solução mais cara. Querem o BESS autônomo, porque ele oferece mais flexibilidade, mas se torna mais caro, já que terá que contratar uma infraestrutura de conexão independente”, diz Vlasits. O LRCAP prevê que o BESS colocalizado, associado a outras fontes, depende de margem de escoamento no ponto de conexão. “Na prática, teremos pouca participação porque as usinas acopladas estão em locais onde não há margem”, comenta o executivo.
Destravando o mercado de armazenamento no Brasil
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