Leilão emergencial de energia contrata 17 projetos ao custo de R$ 39 bi até 2025
Contratos vão garantir geração de energia a partir de maio de 2022, para ajudar a recompor níveis dos reservatórios das hidrelétricas
Realizado nesta segunda-feira (25) para reduzir os impactos da crise hídrica e garantir o fornecimento de eletricidade nos próximos anos, o primeiro Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) para contratação de energia elétrica resultou na contratação de 775,5 megawatts (MW) médios e 1,22 gigawatts (GW) de potência.
O suprimento deve ser feito entre maio de 2022 a dezembro de 2025 e envolve 17 projetos, com custo fixo de R$ 39 bilhões até 2025.
“Os recursos contratados contribuirão para o robustecimento do sistema e a recuperação dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, com preços menores do que os atualmente praticados nos recursos adicionais acionados”, diz o Ministério de Minas e Energia em nota.
Mais de 99% dos investimentos previstos para o período foi destinado às termelétricas movidas a gás natural.
A negociação buscou contratar energia para auxiliar na recuperação do nível de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas que, devido às mudanças climáticas, enfrentam a pior estiagem dos últimos 91 anos. Com essa oferta, seria possível preservar o volume de água sem haver perda de energia para o consumidor.
O PCS foi uma recomendação da nova Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), implementada pela Medida Provisória 1.505/2021.
Do total envolvido, a maior parte foi destinada à contratação de serviços de 14 usinas termelétricas movidas a gás natural. Elas estão nos estados de Paraná (1), Mato Grosso do Sul (2), Rio de Janeiro (6), São Paulo (1), Santa Catarina (1) e Espírito Santo (3). As demais são dois empreendimentos de energia solar, ambos em Rondônia, e um para biomassa, movido a cavaco de madeira, no Mato Grosso.
Diretor de Departamento Estratégico do Ministério de Minas de Energia (MME), Thiago Prado destacou que não há previsão da realização de novas rodadas de negociações deste tipo. Sobre o maior volume de participação de termelétricas, criticadas por conta dos custos que envolvem, o representante da pasta respondeu: “Não havia impedimento de participação de outras fontes”.
Houve deságio médio de 1,2% em relação aos preços-teto estipulados na negociação, promovida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Contratadas no modelo de disponibilidade, as usinas a gás apresentaram custo marginal de R$ 1.599,57 por MW. Valor ligeiramente inferior ao teto, de R$ 1.619. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estimou que o PCS resultou na economia de R$ 474 milhões, e que os investimentos movimentem cerca de R$ 5,26 bilhões.
Entre os projetos solares e de biomassa, o preço médio de venda ficou em R$ 343,22, levemente abaixo do valor inicial de R$ 347. O procedimento estava aberto ainda para usinas eólicas, a óleo combustível e diesel, mas não houve contratações para essas modalidades.
