Energia: Custo de fornecimento reduzido

Perspectivas 2024 - Número ampliado de clientes no mercado livre consegue reduzir custo de fornecimento

Apesar de viver um período de crise de governança com as várias intervenções do Poder Legislativo em seu planejamento, em um cenário que atende a lobbies de pessoas físicas e jurídicas, o setor elétrico brasileiro pelo menos tem algo a comemorar no início de 2024. A partir de 1º de janeiro, com a entrada em vigor das determinações da Portaria MME 50/2022, todos consumidores de média e alta tensão (grupo A) se tornaram aptos a migrar para o Ambiente de Contratação Livre de Energia (ACL), o chamado mercado livre.

Antes limitado aos consumidores com demanda contratada a partir de 500 kW, a resolução do Ministério de Minas Energia (MME) passa a permitir que o contingente de empresas abaixo dessa faixa de potência usufruam da liberdade de escolher seus fornecedores de energia, o que garante custos de energia bem menores.

O cálculo é que há atualmente 160 mil consumidores nessa nova faixa de entrantes, entre empresas de médio e pequeno porte, nos setores industriais, de comércio e serviços, que hoje estão no mercado regulado das distribuidoras (ACR, Ambiente de Contratação Regulada de Energia) ou na geração distribuída (MMGD, micro e minigeração distribuída).

Mirando essa abertura, ao longo de 2023, segundo levantamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), aproximadamente 13 mil consumidores anunciaram às distribuidoras a migração ao ACL a partir de 2024. Segundo estimativa da PSR Consultoria, a migração potencial desse mercado neste ano é por volta de 2 GWm, subindo para 6 GWm em 2024. No longo prazo, de acordo com a PSR, deve se estabilizar em 9 GWm, o que fará a participação do ACL no consumo de energia subir dos atuais 37% (com 33,7 mil unidades consumidoras) para 50%.

Essa nova migração, segundo explica a diretora técnica da PSR, Angela Gomes, a despeito do direito já adquirido pela portaria ministerial, não ocorre instantaneamente.

Energia: Custo de fornecimento reduzido ©QD Foto: iStockPhoto
Angela: faltam regras para disciplinar ação de varejistas

“Há um processo de aprendizado pelos consumidores que vão se adequando ao novo perfil de risco, na medida em que conhecem melhor o mercado e os serviços ofertados”, diz. Além disso, continua Angela Gomes, haverá sempre consumidores ainda no ACR, como os órgãos públicos.

Para a consultora, a nova demanda também precisará de correções regulatórias e consolidação de regras para a figura do comercializador varejista, as empresas credenciadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que, pelas decisões oficiais, serão responsáveis pela gestão dos contratos desses novos consumidores com demanda inferior a 500 kW. Há atualmente 92 comercializadores varejistas, dentro do universo de 532 comercializadores de energia associados da CCEE.

Segundo ela, do ponto de vista regulatório, a Aneel tem procurado agir para não ocorrer problemas nas novas migrações. Em 12 dezembro de 2023, por exemplo, foi consolidada a primeira fase da consulta pública sobre o tema (CP 28), que simplificou o processo de migração e de medição do consumo. Mas ainda há uma segunda parte da consulta, esta sim que vai alterar regras de comercialização, para “refinar as mudanças na atuação do varejista, como regras de corte de fornecimento e desligamento da CCEE em caso de inadimplemento, ou definições para o agregador de carga”, diz.

Como há um processo em discussão para abrir totalmente o mercado consumidor para o ACL, chegando à baixa tensão (grupo B) provavelmente até 2026, segundo projeto de lei parado no Congresso Nacional, o aprendizado com essa abertura de 2024 pode auxiliar no planejamento para as migrações de consumidores residenciais rurais (90 milhões de unidades consumidoras).

Para Angela Gomes, os pilares para uma abertura sustentável são discutidos no setor há bastante tempo, com propostas de medidas legais e infralegais, como a figura do supridor de última instância (caso ocorra descumprimento de contratos no ACL), a separação das atividades de comercialização e distribuição, a flexibilidade na gestão dos contratos do ACR e o rateio com todo o mercado dos custos da sobrecontratação de energia. “Essas pendências precisam também ser debatidas em 2024”, diz.

Lacunas jurídicas – Tem visão mais preocupante com a regulamentação para a abertura total à alta e média tensão a Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace). Segundo a diretora de assuntos técnicos e regulatórios Marina Amim, há muitas lacunas jurídicas.

A principal preocupação é que esses consumidores não estariam autorizados a comprar energia incentivada com desconto nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (Tust e Tusd). “Os geradores de fontes renováveis, em conformidade com a Lei 9.427/96 e a Resolução Aneel 1011/22, só podem comercializar energia com desconto junto a consumidores ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW”, explica.

Por conta da questão legal, continua a diretora, a legislação em vigor permite que esses novos consumidores livres adquiram energia gerada a partir de qualquer fonte, mas não tenham direito ao desconto do fio proporcionado aos consumidores especiais. Para ela, o ajuste para garantir a segurança jurídica dos consumidores poderia ser feito por meio de projeto de lei.

Segundo Marina Amin, a Anace apresentou a preocupação ao MME em outubro de 2023, mas até agora não houve retorno de seus técnicos. O tema também foi apresentado à Aneel, por meio de reunião e contribuição à consulta pública sobre a abertura do mercado, “mas o regulador informou que o tema não era de sua competência”, diz.

Caso a visão da Anace esteja correta, os contratos dos consumidores aptos a migrar a partir de janeiro ficariam sujeitos à insegurança jurídica ou esses consumidores obteriam benefícios menores do que os desejados. “A preços atuais de mercado, uma unidade consumidora com demanda de 200 kW, na área da Light-RJ, ao migrar para o mercado livre usufruindo de energia convencional, perceberá uma redução de despesas da ordem de 32%. Caso utilizasse energia incentivada, o benefício seria da ordem de 40%”, calculou o consultor técnico da Anace, Carlos Schoeps.

Outro problema, para a associação, tem a ver com obrigatoriedade de representação por comercializadores varejistas desses novos consumidores na CCEE, já que a câmara veda a autorrepresentação de cargas menores do que 500 kW por agentes da categoria de consumo já habilitados e participantes do mercado livre. A entidade entende que isso representará custo adicional para os consumidores.

Apesar das questões levantadas pela Anace, a verdade é que a migração deve ser muito vantajosa para os novos entrantes, já que, segundo a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel), apenas nos últimos doze meses, mesmo antes da nova regra, houve aumento de 23% de novas unidades consumidoras no ACL, ou seja, mais 6.925 empresas aderentes.

Hoje com 37.337 unidades livres, de 12.404 consumidores, o consumo de energia no mercado, segundo dados de dezembro, foi de 26.177 MWmed, equivalente a 37% do total do consumo. O atrativo para tanto interesse, logicamente, é o preço. No mesmo levantamento da Abraceel de dezembro, a redução dos preços de energia no ACL foi de 61%. Isso porque a tarifa média das distribuidoras estava em R$ 299/MWh, contra R$ 116/MWh no preço de longo prazo do mercado livre.

Energia: Custo de fornecimento reduzido ©QD Foto: iStockPhoto
Estimativa de custos diretos das propostas analisadas

Jabutis à solta – Se a abertura do mercado livre para o grupo A é um sinal positivo para o ano, contribuindo para a modernização do setor, há também movimentos contrários, de atraso, que podem se concretizar nos próximos meses, com potencial para agravar problemas que vêm se acumulando nos últimos anos, com impacto direto nas tarifas de energia.

Os movimentos, cada vez mais comuns, surgem via Congresso Nacional, em projetos de lei repletos dos chamados “jabutis”, emendas estranhas ao tema regulado pelos PLs e que na maioria das vezes atendem a interesses específicos de segmentos da economia. O último exemplo desse movimento foi a aprovação pela Câmara dos Deputados, em 29 de novembro do ano passado, do PL 11.247/2018, que regulamenta a fonte eólica offshore.

O projeto de lei bateu recorde em jabutis e, apesar de ainda precisar ser apreciado pelo Senado, caso aprovado definitivamente tem potencial para criar custos adicionais da ordem de R$ 25 bilhões anuais nas tarifas até 2050, o equivalente a R$ 658 bilhões (valor presente de R$ 287 bilhões), segundo estudo lançado em 14 de dezembro pela PSR. “Se aprovado como está, ele será extremamente oneroso para o setor, pois agrega geração desnecessária, cara e, em grande parte, poluente”, explica Angela Gomes.

Esse montante equivale, segundo as projeções da PSR, feitas em modelagens matemáticas, a um aumento no custo de energia de 11%, “com reflexos diretos na inflação, no poder de compra da população e na competitividade industrial do país”, ressalta o estudo. Vale acrescentar que a PSR ainda não finalizou os cálculos dos custos indiretos provocados pelos jabutis, como os advindos da sobreoferta do SIN, da sobrecontratação das distribuidoras e sobre novos investimentos em distribuição e transmissão. Isso será revelado em segunda fase do estudo.

Entre as emendas do PL das eólicas offshore, as mais controversas são as que propõem expansão de fontes fósseis, na contramão da política de descarbonização e, especificamente, do tema central do projeto de lei. Para começar, há uma emenda que determina a extensão até 2050 de contratos em usinas termoelétricas a carvão que venceriam em 2028. O jabuti especificamente beneficiará, caso o Senado concorde, as usinas Candiota 3, no Rio Grande do Sul, e Figueira, no Paraná. Parlamentares dos dois estados foram os responsáveis pelas emendas.

Com forte produção de carvão concentrada na região Sul, o Brasil conta com quatro usinas alimentadas com esse combustível: a UTE Candiota III, UTE Figueira, UTE Jorge Lacerda e UTE Pampa Sul. Apenas duas delas, porém, não têm mais contratos de energia, a UTE Figueira e a UTE Jorge Lacerda. Uma terceira vai ver o seu acordo terminar em dezembro de 2024, justamente a UTE Candiota III. Para o estudo da PSR, trata-se aí de oportunidade para desmobilizar essas usinas, tendo em vista a política de desfossilização global e do país.

Mas, ao contrário disso, já em 2022 o lobby dos deputados do Sul fez ser aprovada a Lei nº 14.299, que instituiu o Programa de Transição Energética Justa (TEJ), que prorrogou por 15 anos a operação da Jorge Lacerda, sob o argumento de manutenção de empregos na região. Agora os benefícios podem ser estendidos para as demais UTEs, pois o PL 11.247 pretende alterar outra lei (10.848/2004) para estender a operação também das UTEs Figueira e Candiota III, por meio da contratação dessas usinas

Uma segunda proposta aprovada de forma quase unânime pelos deputados (403 votos a favor e apenas 16 contra) aperfeiçoa outro jabuti incluído na Lei da desestatização da Eletrobras (14.182/2021): a contratação obrigatória de usinas térmicas a gás natural. Na nova emenda, apesar de propor menos do que a anterior (4,25 GW contra 8 GW), modificações na forma de remunerar os projetos contratados, com tetos de preços superiores ao proposto na lei de 2022, têm potencial de viabilização maior das contratações, tornando os leilões mais atrativos, ao contrário do que ocorreu no primeiro realizado para atender a lei da Eletrobras.

A nova remuneração se baseia no preço da molécula e não envolve os custos para construir gasodutos e o investimento na infraestrutura de transmissão da energia gerada pelas térmicas. Dos 4,25 GW previstos, a emenda determina que 1,25 GW sejam no Nordeste e 1 GW no Centro-Oeste, regiões sem suprimento de gás, e 1 GW no Norte e 1 GW no Sudeste, com contratações até 2031. Esse pleito, segundo se ventila no mercado, se deve ao lobby de deputados ligados ao empresário Carlos Suarez, dono da Termogás, que também está por trás da primeira tentativa de expandir as térmicas da lei 14.182.

Mas os jabutis do PL das eólicas offshore também envolvem energia renovável desnecessária. Da mesma forma, para atender interesses isolados e não do sistema elétrico nacional, entraram no pacote mais 63,8 GW em usinas de renováveis, por conta da extensão do prazo proposto para elas entrarem com pedido de outorga e assim manterem descontos no fio (transmissão) até 2045. Pelas regras atuais, o prazo acabaria em março de 2022.

Além disso, o PL estabelece a obrigatoriedade de contratação de 300 MW em parques eólicos no sul do País, a despeito de o Nordeste ser o melhor local para a fonte, mais 920 MWm em extensão de contratos do Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Renováveis), 4,9 GW em contratação de PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) e mais 8,5 GW, segundo cálculos da PSR, por conta de postergação de prazos para usinas de geração distribuída serem conectadas e manterem subsídios até 2045. Para finalizar, há ainda determinação de contratação de plantas de hidrogênio verde (até 250 MW) a partir de etanol e visando geração elétrica, rota considerada de baixa eficiência energética.

Sobreoferta – A adição de mais energia desnecessária ao sistema elétrico brasileiro, como propõe o projeto de lei, é ainda mais preocupante ao se considerar que o País está com as distribuidoras sobrecontratadas, e com previsão de, apenas com os novos projetos de renováveis em andamento, ter um descompasso ainda maior entre oferta e demanda.

O cenário ficou explícito com a publicação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no fim de 2023, do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo (PAR-PEL). Segundo o relatório, o Brasil passará dos atuais 38 GW de usinas centralizadas das fontes eólica e solar para 94 GW em 2027 (incluindo nessa conta 54 GW de centralizada e 40 GW de geração solar distribuída). A mesma análise aponta que a demanda máxima de energia no País, no mesmo ano, será de 108 GW, ou seja, quase 90% dela poderá ser atendida apenas pelas duas fontes.

Segundo artigo do ex-diretor da Aneel, Edvaldo Santana, que analisa os dados do PAR-PEL, pela projeção do ONS deve haver uma sobra “cavalar” de energia no Brasil, já que ao se somar as demais fontes (hidrelétricas e térmicas principalmente) o total da geração será de 281 GW em 2027. “É uma sobra inédita em todo o mundo. Em determinados meses, a partir de 2025, esse excedente, que o ONS chama de ‘geração vertida de todas as fontes’, chegará a 50 GW, ou quase 50% do consumo máximo. É uma sobra que daria para atender aos países da América Latina, excluindo Argentina e México”, escreveu no artigo.

Essa sobra de energia, porém, ainda segundo a explicação de Santana, não significará tarifas mais baixas. Isso porque, apesar da capacidade maior do que a demanda (o que ocorre em menor grau hoje do que no horizonte de 2027), as usinas só são acionadas pelo operador quando há consumo. “Só que (as usinas) fazem contratos de venda de energia com distribuidoras e grandes consumidores. Se não gerarem, terão de comprar energia (de quem gerou) para honrar esses contratos”, diz.

O resultado desse ciclo vicioso é um custo muito elevado na gestão do sistema, já que os donos das usinas, não senso responsáveis pelo desequilíbrio provocado pelo excesso de oferta, exigirão ressarcimento do governo por conta da compra de energia no mercado, o que será repassado para o consumidor, analisa Santana.

A situação se agrava por conta da necessidade de acionamento de térmicas para substituir a solar no período noturno, já que esta fonte crescerá muito sua participação no sistema. Isso, aliás, já ocorreu em 2023, com acionamento de 25 GW de térmicas, o que deverá dobrar em 2027, principalmente para atender picos da demanda provocados pelo maior uso de ar-condicionado nas fortes ondas de calor.

Santana, profissional experiente do setor, credita esse problema à inserção das fontes renováveis de forma não planejada, “motivada por subsídios desnecessários e arbitrados politicamente, a maioria por meio de emendas espúrias chamadas jabutis”, como o que agora tem risco de ocorrer de forma avassaladora com o PL das eólicas offshore.

Outras pautas – Para além da preocupação com as interferências na governança e planejamento do setor, há outras pautas importantes que devem (ou precisam) ser encaminhadas no ano. Para começar, durante 2024 devem ser definidas as diretrizes do governo para renovação de várias concessões de distribuidoras que vencerão a partir de 2025.

As primeiras a vencer estão no Espírito Santo, a EDP, e no Rio de Janeiro, Light e Enel. A expectativa da PSR, segundo Angela Gomes, é que as diretrizes que estão sendo estudadas pelo MME para essas primeiras concessões vincendas sirvam para permitir a renovação antecipada das demais do País. “O afastamento das incertezas com relação às diretrizes é muito bem-vindo, dado o enorme volume de investimentos que essas concessões vincendas, que abarcam mais de 60% dos consumidores do país, demandam, superiores a R$ 20 bilhões por ano”, disse.

Em geração, para ela, um tema importante será a discussão sobre o chamado tratamento do curtailment (redução), quando há cortes de geração pelo operador por razões elétricas (restrições de redes) ou energéticas (demanda é inferior à geração potencial do sistema). Para a diretora da PSR, o tema tem relevância principalmente por conta da sobreoferta de energia no SIN e que está causando judicialização. Geradores solares e eólicos têm conseguido liminares por conta desses cortes, visando ressarcimento quando suas produções de energia são interrompidas.

Outro ponto que deve ser debatido em 2024 é o leilão de reserva de capacidade, que deve ocorrer no primeiro semestre. Há uma demanda do setor elétrico para que sejam incluídas no certame outras fontes para além das tradicionais termoelétricas. A expectativa é de inclusão de hidrelétricas e sistemas de armazenamento de energia por baterias.

No segmento de transmissão, a expectativa gira em torno do leilão previsto para ocorrer, que deve atrair R$ 20 bilhões em investimentos em 15 lotes com 69 empreendimentos. Com o sucesso dos dois leilões ocorridos em 2023 – o primeiro, em junho, envolve obras de mais de R$ 15,3 bi e o segundo, em dezembro, de R$ 21,7 bi –, há perspectiva de que o certame de 2024 atraia novos competidores internacionais e nacionais.

Por fim, uma pauta para o ano que já começou a ser debatida pela Aneel e pelo ONS no fim de 2023 e promete ações, aí principalmente envolvendo distribuidoras, é o enfrentamento aos eventos climáticos extremos, que têm causado danos às redes das concessionárias.

A Aneel, em dezembro, se reuniu com representantes de distribuidoras de grande porte do País para mostrar um protocolo de ações para evitar os danos às redes em caso de tempestades, vendavais e outros eventos severos. Entre as ações que as empresas precisarão adotar estão o uso de ferramentas de detecção de eventos com cruzamento das bases de dados das Defesas Civis e institutos de meteorologia, além de atualização de planos de contingência.

O ONS iniciou processo de licitação internacional, que terminou em 16 de janeiro, para contratar consultoria que será responsável pela realização de estudos sobre eventos ocorridos nos últimos anos no Brasil, entre grandes secas e cheias. Também incluirá no processo licitatório a demanda por sugestão de sistemas meteorológicos mais eficientes para prevenção de danos.

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