Pelo menos R$ 2,5 bilhões foi o custo pago pelo consumidor em 2017, devido à geração de termelétricas a óleo, de elevado Custo Variável Unitário (CVU), para compensar a intermitência das fontes eólicas no Nordeste.
Esse cálculo é da Abragel (Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa) que, para fins de transparência ao mercado, em correspondência datada de 14 de novembro ao diretor-geral da Aneel, André Pepitone da Nóbrega, solicitou o valor real da energia das fontes alternativas renováveis, considerando seu preço de leilão adicionado de todos os custos necessários para compensar o efeito da intermitência e outras influências que por venturam incidirem sobre o Sistema Interligado Nacional (SIN).
De acordo com o presidente executivo da entidade, Ricardo Nino Pigatto, que assina a correspondência, além do despacho das térmicas, a intermitência cria a necessidade de se deixar as UHEs operando em regime de reserva girante para atendimento da demanda nos momentos em que o vento diminui.
Basicamente, as UHEs trabalham em carga parcial enquanto as eólicas estão com boa geração, aguardando o momento em que essa geração diminui para que possam operar de forma a compensar esse déficit, afirma o dirigente. Ocorre – continua – que a eficiência de uma turbina hidráulica que opera em carga parcial é menor: ela necessita de mais água para gerar uma quantidade determinada de energia. Isso significa que essas usinas são obrigadas a desperdiçar água sem nenhuma remuneração. O custo dessa energia não gerada não é ressarcido, bem como o serviço auxiliar prestado. Por fim, a perda de geração devido à ineficiência é alocada à UHE e o GSF é rateado por todos geradores hidráulicos no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) .
Ainda, há uma segunda consequência sofrida pelas UHEs, acrescenta Pigatto. Durante a madrugada, pode ser que as UHEs tenham de parar algumas de suas máquinas, atendendo ao ONS, visto que, durante esse período, o SIN perde carga. Nesse cenário as UHEs a fio d’água muitas vezes vertem água. Enquanto isso, as eólicas, que não são despachadas, e que foram contratadas como “energia de reserva,” seguem operando, inclusive com maior geração durante a madrugada. A perda de geração devido ao vertimento fica com a UHE e novamente o GSF é rateado por todos geradores hidráulicos no MRE.
A terceira consequência, nota o presidente da Abragel, são os eventuais custos arcados pelo MRE quando parte da energia hidráulica gerada para compensar a intermitência da geração eólica ocorre no submercado SE/CO e/ou Norte, sendo transmitida para o submercado NE e, então, ficando passível de exposição residual por diferença de preço entre submercado.
Ao concluir, Pigatto afirma que os serviços auxiliares precisam ser remunerados corretamente para que não haja qualquer favorecimento da fonte eólica nem prejuízo ao consumidor, que já paga a tarifa do leilão ao fornecedor de energia e a energia gerada a óleo através da CDE.
Em 10 de outubro de 2018, a diretoria da Abragel foi recebida na sede da Aneel pelo diretor-geral e demais integrantes da diretoria. O encontro teve o objetivo de conhecer as prioridades do setor e, assim, avaliar o planejamento estratégico da Agência para o próximo biênio.
Nessa ocasião, a entidade apresentou à diretoria o cenário atual das PCHs e das UHEs e os vários obstáculos enfrentados pelos investidores ao optarem por implementar um empreendimento hidrelétrico, bem como os principais temas em discussão na esfera administrativa. Dentre esses temas, a Associação foi enfática ao abordar a necessidade de que a Aneel calcule o custo real da energia proveniente das quatro fontes renováveis e incentivadas – PCH, Biomassa, Eólica e Solar- para o consumidor final.
A Abragel representa 279 associados atuantes como agentes de geração de energia elétrica, titulares de 314 usinas, dentre CGHs, PCHs e UHEs até 50 MW, totalizando 4.211 MW e representando 75% do potencial instalado no Brasil.
