O fator limitante para o avanço das PCHs no setor elétrico, no momento, é o baixo volume de contratação nos leilões de energia nova, e isso é influenciado especialmente pelo crescimento da GD, diz Daniel Faller, diretor da Hydrofall, de Rio do Sul (SC). “Na prática, o movimento que fizemos para viabilizar as CGHs em GD resultou num prejuízo enorme para as PCHs”, acrescenta.
Em 2022, observa, a GD solar saltou de 8,5 GW para 14 GW instalados, o que representa mais de 1.000 MW médios que deixaram de ser comprados pelas distribuidoras. “A fatia da GD que foi absorvida pelas CGHs é muito pequena se comparada à energia solar. Dentro das diretrizes da Lei de desestatização da Eletrobras, as PCHs poderiam ficar com mais de 500 MW médios, praticamente três vezes o volume contratado da fonte hídrica nos leilões de 2022”, afirma.
CGH Salto do Timbó/ Hydrofall
Lembra Faller que o ano de 2022 foi relativamente bom para o mercado de pequenas hidrelétricas, impulsionado ainda “pelo excelente desempenho nos leilões de energia de 2019 e pelo ritmo acelerado do mercado de GD”. Ao todo foram comercializados cerca de 30 empreendimentos nos leilões centralizados, correspondendo a 365 MW instalados e 171 MW médios, que considera um valor “pequeno” para o potencial da fonte.
Mesmo com a reserva de mercado criada com a Lei 14.182 deve haver uma pequena contratação de PCHs nos leilões deste ano no ACR, diz Faller. “O mercado de PCHs possui grande estoque de projetos, dos quais apenas uma pequena parcela teria alguma viabilidade tarifária diante do cenário atual, lembrando que eólicas e solares contam com estoque de projetos muito maiores e essas fontes são privilegiadas pela celeridade no processo de licenciamento e rapidez na implantação”.
GSF
Outro ponto que gera um risco elevado para o empreendedor de PCHs, segundo Faller, é a aplicação do fator GSF (déficit de geração hídrica) questão que está “muito longe de um desfecho”. Em sua visão, os problemas do passado foram resolvidos de forma parcial, excluindo, por exemplo, as CGHs que atuam no mercado livre e que ainda estão em situação indefinida, sujeitas a pagar uma conta desproporcional às suas receitas. “O fato é que a solução aplicada para as usinas no ACR, com a transferência do risco hidrológico para o consumidor virou uma bola de neve em termos de encargos, interferindo na estabilidade do mercado no longo prazo”, assinala.
“O cerne do tema GSF está longe de uma solução, porque demanda uma completa reestruturação do MRE, frente a mudança de nossa matriz energética, com a inclusão de um volume significativo de fontes intermitentes, além da necessidade de revisão ordinária da garantia física das usinas para esse número reflita no longo prazo a geração efetiva das usinas”.
Sustenta Faller que uma eventual “perda de receita” por redução de garantia física deveria ser compensada pela remuneração de outros serviços de energia, como o mercado de serviços ancilares, cuja remuneração é inexpressiva frente ao benefício efetivo para o sistema.
Valorização das hidrelétricas
O diretor da Hydrofall, todavia, tem pouca expectativa sobre eventual valorização das hidroelétricas. Historicamente os governos do PT valorizaram muito pouco as hidrelétricas. Vejo que nesse momento a tendência é uma corrida tão somente pela redução de tarifa, sem pensar na estabilidade e eficiência do sistema. No curto prazo, não me parece que tenhamos subsídios ou incentivos que representem um caminho estável para as pequenas hidrelétricas”.
Em sua visão, a redução da dependência das termelétricas precisa obrigatoriamente da implantação de novas hidrelétricas com reservatório, e isso não parece ser muito factível no curto prazo. “A realidade do mercado é que temos uma potência instalada muito grande, pouca energia efetiva e nenhuma segurança energética. Mudar essa realidade é um desafio enorme, especialmente diante da atual pressão tarifária, carregada de encargos que oneram o consumidor no longo prazo”.
