ONS propõe reduzir encargo de baterias de quem entrega potência na ponta – MegaWhat

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) propôs à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) uma mudança na metodologia de rateio do encargo que custeará os leilões de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) para baterias, com redução da cobrança dos geradores conforme a contribuição de potência de cada usina na janela crítica do sistema.

Pelo ajuste de critérios proposto, usinas solares sem armazenamento continuariam com o coeficiente cheio, por praticamente não contribuírem com potência na ponta noturna.

Já termelétricas inflexíveis e nucleares, que também ficam sem desconto na metodologia proposta pela área técnica da Aneel, passariam a ter sua contribuição de potência reconhecida e tenderiam a pagar menos.

A sugestão foi apresentada pelo ONS em reunião com o gabinete do diretor Gentil Nogueira, relator do processo, em 14 de setembro. O operador quer substituir o Índice de Flexibilidade previsto pela área técnica da agência como critério de graduação do encargo por um indicador que meça quanto cada empreendimento entrega de potência nas horas em que o Sistema Interligado Nacional (SIN) mais precisa.

A discussão ocorre a pouco mais de dois meses dos dois leilões de armazenamento, marcados para os dias 2 e 4 de dezembro.

A regulação do rateio ainda precisa passar por consulta pública e deliberação da diretoria da Aneel. A proposta da área técnica prevê 30 dias de consulta e outros 30 dias para consolidação das contribuições.

Proposta da Aneel

A metodologia elaborada pela área técnica da Aneel prevê que todos os geradores participem do custeio do Encargo de Reserva de Capacidade associado aos sistemas de armazenamento, o Ercap-SAE, mas com valores diferenciados conforme a flexibilidade de cada usina.

Os empreendimentos seriam divididos em quatro patamares. Usinas classificadas como inflexíveis teriam coeficiente de 100% do encargo. O percentual cairia para 75% no segundo patamar, 50% no terceiro e 25% para os recursos classificados como de flexibilidade muito alta.

A forma de medir a flexibilidade varia conforme a fonte. Para as hidrelétricas, a proposta compara a geração entre as janelas das 10h às 14h e das 18h às 22h, com menor cobrança para as usinas que reduzem a produção no período de menor demanda líquida e ampliam a geração na ponta.

Para as termelétricas, o índice considera parâmetros como tempos de acionamento, permanência em carga e desligamento, além da capacidade de modular a geração. Os parâmetros operativos têm peso de 70% no índice e a modulação intradiária, de 30%.

Na simulação feita pela Aneel, toda a geração nuclear foi enquadrada no patamar de menor flexibilidade, com coeficiente cheio. Eólicas e solares sem armazenamento também ficaram nesse grupo. As termelétricas foram distribuídas entre os quatro patamares, mas as de operação contínua ficam entre as mais oneradas.

Em uma simulação feita pela agência apenas para testar a metodologia, nucleares, eólicas e fotovoltaicas teriam encargo médio de R$ 10,82/MWh. As termelétricas ficariam, em média, em R$ 8,53/MWh, enquanto as hidrelétricas pagariam R$ 5,65/MWh.

Na apresentação, o ONS ressaltou que a proposta não substitui a estrutura desenhada pela Aneel, mas altera o critério usado para diferenciar a cobrança entre os geradores. Permaneceriam o rateio entre todos os geradores, a energia gerada como base de incidência, a graduação do encargo e o piso de 25%.

A mudança ficaria concentrada no coeficiente: em vez de refletir o Índice de Flexibilidade, ele passaria a considerar a contribuição de potência de cada empreendimento na janela crítica.

Potência na hora crítica

Para isso, o ONS propõe trocar a régua desenhada pelos técnicos da Aneel por um Índice de Contribuição de Potência na Janela Crítica, o ICP-JC.

A diferença é que a metodologia da Aneel busca medir o quanto uma usina é capaz de flexibilizar sua operação, enquanto a proposta do ONS considera a potência que o empreendimento entrega no período em que o sistema mais precisa.

O operador argumenta que o produto contratado nos leilões de baterias é disponibilidade de potência, por isso, o critério usado para graduar o encargo deve considerar a contribuição de cada usina nessa mesma condição.

Isso altera principalmente o tratamento dado às usinas de operação contínua. Uma termelétrica inflexível ou uma nuclear pode ter baixa capacidade de modulação, mas permanecer gerando durante a ponta. Pela proposta do ONS, essa entrega passaria a reduzir sua participação relativa no rateio.

Termelétricas despacháveis, usinas a biomassa e eólicas também tenderiam a pagar menos, conforme a potência entregue na janela crítica. Para as hidrelétricas, o efeito seria uma redistribuição dentro da própria fonte.

A solar sem armazenamento tenderia a permanecer com coeficiente cheio se a janela crítica permaneçer no período noturno. Segundo cálculo da Aneel no relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) elaborado neste processo, entre 18h e 22h, a geração fotovoltaica correspondeu a apenas 0,009 vez sua geração média anual no período analisado. Na eólica, a relação foi de 1,20 vez.

Nova conta

O índice proposto pelo ONS seria calculado a partir da relação entre a potência que a usina comprovar entregar na janela crítica e uma potência de referência.

Quanto maior a contribuição, menor seria o coeficiente aplicado sobre a energia gerada pelo empreendimento para calcular sua participação no rateio.

O operador apresentou como uma das alternativas uma escala contínua, com coeficientes entre 100% e 25%. Uma usina sem contribuição na janela crítica ficaria com coeficiente 1, enquanto uma usina cuja contribuição atingisse integralmente a referência teria coeficiente de 0,25.

Outra possibilidade é manter os quatro níveis de 100%, 75%, 50% e 25% desenhados pela Aneel, mas definir o enquadramento pela contribuição de potência, em vez do Índice de Flexibilidade.

A energia efetivamente gerada no mês continuaria sendo a base do rateio e todos os geradores permaneceriam responsáveis pelo custeio. O valor total do encargo também seguiria sendo integralmente arrecadado.

Ainda não é possível calcular quanto cada fonte pagaria com a mudança. O ONS não definiu qual será a potência de referência usada no cálculo. Entre as opções apresentadas estão energia média, potência comercializada, potência instalada ajustada ou outro indicador.

Também precisam ser definidos a forma de apuração da potência entregue e o nível de detalhamento do cálculo. Como o valor total do encargo não muda, a redução da participação de um grupo aumenta a parcela atribuída aos demais.

O ONS propôs que a Aneel leve a contribuição de potência à consulta pública como alternativa ao Índice de Flexibilidade e que a metodologia seja calibrada em conjunto com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A proposta é usar a mesma janela crítica considerada para dimensionar a necessidade de potência do sistema e para repartir o custo da contratação.