Resultado do leilão A-6 é um "sinal que estamos no caminho certo", afirma Elisa Bastos

O resultado do leilão de energia nova A-6 desta sexta (19) superou previsões feitas no mercado com a contratação de 1.155 MW médios de energia, mesmo com o aumento do preço médio final de venda em relação ao A-6 anterior, em 2018. Os investimentos nos projetos são estimados em R$ 11,2 bilhões.

“Surpreender as previsões pode ser um bom sinal, de lisura do processo. Também demonstra que prever demanda, prever carga, com cinco, seis anos de antecedência, não é tarefa simples”, avalia a diretora da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Elisa Bastos.

O leilão de energia nova A-6 desta sexta (18) contratou 91 novas usinas, sendo 27 hidrelétricas, 44 eólicas, 11 solares fotovoltaicas, seis termoelétricas (UTEs) a biomassa e três UTEs a gás natural, o que soma 1.155 MW médios de energia contratada.

O investimento estimado é de R$ 11,2 bilhões para início das operações a partir de janeiro de 2025. O preço médio da energia contratada foi de R$ 176,09/MWh, deságio de 39,5% em relação aos preços-tetos.

Termoelétricas a gás natural

Foram contatadas três UTEs a gás natural com preço médio final de R$ 188,87/MWh e capacidade total de 734,13 MW. Dois projetos integram a produção nacional de gás natural e geração de energia: Parnaíba II, da Eneva no Maranhão, e Prosperidade II, da Imetame na Bahia.

O terceiro, a UTE Novo Tempo Barcarena, vai viabilizar a construção de uma UTE nova e a instalação de um terminal de regaseificação de GNL, no Pará, desenvolvido por Celba, Golar Power e EPP.

“Tudo somado, três usinas com 734 MW de potência, 696 MW médios de garantia física (95% de fator de capacidade), e praticamente R$ 2 bilhões de investimentos, para a implantação de usinas a gás natural, a preços competitivos, demonstra o acerto das diretrizes desde 2017 e 2018, quando da alteração que melhorou as condições contratuais para esta fonte primordial na transição energética“, afirma.

Solar reforça competitividade

A solar fotovoltaica foi novamente a fonte com os menores preços negociados no leilão, com preço médio final de R$ 84,39/MWh, apesar do aumento em relação ao leilão anterior, o A-4 2019, quando as usinas solares foram negociadas a R$ 67,4/MWh — a mínima histórica.

Elisa Bastos explica que a fonte se beneficia da possibilidade de antecipar a construção das usinas e negociar energia tanto no mercado livre quanto no cativo, das distribuidoras que compram energia nos leilões.

“Outro aspecto é o perfil de destinar 35%-40% da energia ao ACR [mercado cativo] e constituir um portfolio que viabiliza sua implantação ao negociar parte no ACR e parte no ACL [mercado livre] (…) Esta estratégia está ancorada em uma decisão do BNDES de valorar a energia não contratada (de livre dispor) a um determinado preço, atualmente a cerca de R$ 90/MWh”, afirma.

Foram contratados 11 empreendimentos solares fotovoltaicos, nos estados do Ceará, Piauí e Rio Grande do Norte, totalizando 530 MW de potência e 163 MW médios de garantia física. Investimento estimado em R$ 2,1 bilhões.

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Leia a entrevista completa com Elisa Bastos

Qual a avaliação sobre a participação das termoelétricas? Projetos tiveram uma oferta recorde na fase de habilitação, mas o leilão terminou com apenas três contratados.

“É preciso esclarecer que o leilão funciona como um filtro. É absolutamente natural uma quantidade significativa de projetos habilitados tecnicamente pela EPE. Na fase seguinte, de inscrição e aporte de garantias de participação, há um primeiro afunilamento, os empreendedores que não estão interessados, quer por conta do preço teto, quer por condições do leilão ou por estratégia empresarial, não aportam garantias.

Outros aportam para que possam postergar a decisão quanto ao lance em si para a sessão do leilão, conforme a governança de cada empresa, em especial quando se trata de investidor estrangeiro. Finalmente, na sessão do leilão, para a competitividade do certame, importam os lances na etapa inicial, na qual os participantes inserem a quantidade que desejam negociar e a que preço.

Se as usinas são ou não efetivamente contratadas, depende não só da decisão de cada proponente durante o leilão, mas também do comportamento dos demais. O importante é que o leilão revele os preços aos quais cada proponente aceita negociar a energia do projeto”.

E quanto aos projetos termoelétricos contratados?

“É importante ressaltar a implantação de uma usina green field no Pará, com a implantação de um novo terminal de GNL, o que é importante pois pode haver sinergia entre a indústria de gás natural e o setor de energia elétrica, com a implantação de um terminal mais próximo de Trinidad Tobago e dos EUA, polos de liquefação e exportação do GNL, e do fechamento de ciclo da usina no Parnaíba, o que, do ponto de vista energético é recomendável, visto que aproveita o calor das turbinas a gás, melhorando a eficiência do cluster já implantando no Maranhão.

Além disso, a participação de uma usina de menor porte na Bahia, demonstra que há gás natural disponível na malha de transporte. Uma usina de menor porte, apesar de não ter os ganhos de escala, também é competitiva, pois há menor risco de construção e menor custo de capital envolvido.

Outro aspecto bastante relevante a se ressaltar é que com a nova forma de execução das garantias de fiel cumprimento, indiretamente, por meio da aplicação de multa no caso de sua inadimplência, a implantação da usina é mais segura, seu enforcement é mais firme.

Tudo somado, três usinas com 734 MW de potência, 696 MW médios de garantia física (95% de fator de capacidade), e praticamente R$ 2 bilhões de investimentos, para a implantação de usinas a gás natural, a preços competitivos, demonstra o acerto das diretrizes desde 2017 e 2018, quando da alteração que melhorou as condições contratuais para esta fonte primordial na transição energética”

A fonte voltou a mostrar muita competitividade. Qual o diferencial?

“O preço da fonte solar em usinas centralizadas, de maior porte, é competitivo. Isso está demonstrado nos últimos leilões de energia nova. Note no entanto, que o preço no Leilão A-4, de 2019, foi ainda menor, de cerca de R$ 67/MWh.

Não é tarefa óbvia especular as razões para tal, que depende não somente da relação entre oferta e demanda em cada certame e o apetite dos vendedores. O fato é que as usinas que têm menor prazo de construção podem usufruir da venda da energia no Ambiente de Comercialização Livre (ACL) [o mercado livre de energia] ao implantar a usina antes do início de suprimento.

Outro aspecto é o perfil de destinar 35%-40% da energia ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR) [mercado cativo das distribuidoras] e constituir um portfolio que viabiliza sua implantação ao negociar parte no ACR e parte no ACL.

Esta estratégia está ancorada em uma decisão do BNDES de valorar a energia não contratada (de livre dispor) a um determinado preço, atualmente a cerca de R$ 90/MWh, como o próprio BNDES divulga nos eventos do setor.

Assim, em um perfil 40% ACR, 60% ACL (onde ACL inclui toda a energia a livre dispor), o project finance fica viável, o que acontece não somente com as usinas solares, mas com as eólicas também.”

A demanda de energia superou algumas previsões do mercado. Foi uma antecipação de investimentos?

“A declaração de necessidade (demanda) é de responsabilidade das concessionárias de distribuição, mantida sob sigilo pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Surpreender as previsões pode ser um bom sinal, de lisura do processo. Também demonstra que prever demanda, prever carga, com cinco, seis anos de antecedência, não é tarefa simples.

Os compradores garantiram um portfolio de energia diversificado a preços competitivos, na média de R$ 176/MWh. Também é importante observar que 53% da energia foi contratada pelas distribuidoras Light e Cemig [empresas do mesmo grupo], 20% da energia pelas empresas do grupo NeoEnergia, 19,5% por aquelas do grupo Equatorial, e o restante, de 6%, pela Boa Vista Energia, que se espera, esteja interligada até 2025.

Ou seja, para os vendedores, essa distribuição da demanda faz com que os contratos (PPA) sejam bons recebíveis, de empresas com boa qualificação de risco”.

Qual o sinal que fica para os próximos leilões?

“O sinal é de que estamos no caminho certo, do aprimoramento constante, sempre com base na análise acurada dos resultados dos leilões precedentes para, ao aprimorar o processo que envolve as cinco instituições do setor, MME, EPE, CCEE, ONS e Aneel, garantir o suprimento de energia a preços justos, competitivos.

A Aneel abriu recentemente uma consulta pública sobre projetos híbridos, por exemplo eólico-solar. É uma agenda positiva, que otimiza o uso da rede, desafio a ser encarado no médio prazo ao desenhar os próximos leilões, em constante diálogo tanto com o poder concedente quanto como o planejamento setorial, tendo em mente que a regulação deve se modernizar para não manter barreiras de entrada a medida que novas tecnologias vão surgindo e se tornando viáveis do ponto de vista econômico e financeiro.

Nossa riqueza de uma matriz diversificada tem que chegar aos consumidores que aceitam pagar pela energia o que é justo, compatível com a qualidade do serviço que recebem. E os leilões são uma importante política pública para atingir esse objetivo de uma nação”

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