Thaís Mélega Prandini*
Bem vindos ao futuro, o mundo mudou! O consumidor de energia exige evolução nos dias de hoje. Vai demandar mais energia renovável, Internet das Coisas (IoT), Big Data, Inteligência Artificial. Quer saber seu consumo de energia em tempo real, quer interagir com o sistema elétrico. A evolução dos serviços energéticos distribuídos já não depende da iniciativa do governo, é uma exigência dos consumidores. Evidente que este público agora com mais poder quer também a liberdade de escolher a forma de comprar sua energia, em termos de preço, condições e qualidade do fornecedor. A regulação já percebe a necessidade de ampliar o mercado livre para alcançar o varejo.
Além disso, a matriz do sistema elétrico brasileiro mudou e vai mudar ainda mais nos próximos anos. O aumento crescente das fontes renováveis e intermitentes evidencia a necessidade de reavaliação do modelo no setor. As renováveis, com a redução dos custos de investimentos, estão se tornando imbatíveis na venda do produto energia para os consumidores. No entanto, as fontes renováveis não têm ainda a capacidade de oferecer todos os atributos necessários para a operação do sistema, o que num futuro próximo poderá ser superado com o desenvolvimento de novas tecnologias.
Tendo em vista os novos desafios, o planejamento e a operação têm a necessidade de se aprimorar cada vez mais para atender aos novos requisitos do sistema, de forma a garantir a segurança do SIN (Sistema Interligado Nacional). Esse aprimoramento passa por mudanças estruturais, que incluem desde a revisão nas bases do modelo como a avaliação sensata e robusta de temas como Descarbonização, Descentralização e Digitalização no sistema interligado – SIN.
A maior parte dos mercados possuem o preço do produto como a principal alavanca para o equilíbrio entre a oferta e a demanda. Isto é, quando a demanda é maior que a oferta, há um aumento de preço até que sejam realizados novos investimentos e o mercado entre em equilíbrio novamente. O contrário também ocorre, se a demanda é menor que a oferta, haverá uma queda de preços até que se atinja o equilíbrio novamente. Esse conceito, quando aplicado ao setor elétrico, encontra algumas dificuldades. Tanto a oferta quanto a demanda de energia são pouco flexíveis quando desejamos ter uma resposta imediata. A oferta exige investimentos de médio/longo prazo e a demanda ainda não possui todas as ferramentas que possibilitariam dar uma resposta ao preço no momento adequado. Este desequilíbrio proporcionaria problemas que, no limite, podem resultar em racionamento de energia, ou até mesmo a falta de capacidade adequada em alguns momentos.
Adicionalmente o aumento crescente das fontes renováveis intermitentes e das grandes hidrelétricas sem reservatório na Amazônia evidenciou a necessidade de atributos que eram implícitos no sistema hidrotérmico tradicional – suporte ao controle de frequência e tensão, reservas suficientes para as intermitências, atendimento à ponta de carga, dentre outros. Um novo desenho de mercado deve reconhecer a necessidade de avanços com a futura matriz e novos serviços.
Muitos mercados de eletricidade reestruturaram seu desenho de forma a enfrentar os desafios da expansão do sistema e garantir a segurança a um preço otimizado, com a entrada maciça das fontes renováveis. A queda no preço de energia estava criando uma situação de redução das margens do sistema em termos de controlabilidade, com a perda de receita e competitividade de algumas fontes.
Este fato foi observado em um grande sistema interligado americano da PJM (Pensilvania-Jersey-Mariland), que possui uma demanda similar ao SIN. O “Modelo de Precificação da Confiabilidade” foi implementado em 2007, e a principal motivação foi a queda da reserva do sistema com a saída de unidades térmicas existentes e crescimento das intermitentes. A demanda dos produtos é realizada anualmente de forma regionalizada com 3 anos de antecedência e compras recorrentes até a operação em tempo real. Os preços são alinhados com a necessidade de confiabilidade do sistema e valoração adequada dos recursos. Os participantes são vários, de geração nova e já existente, resposta da demanda, e até mesmo reforços na transmissão. Da mesma forma, nos mercados europeus até 2025 é mandatório adotar algum mecanismo de remuneração de capacidade.
Em um mercado de capacidade, a energia vendida é desvinculada da capacidade que a usina possui de gerar energia. O valor da capacidade é definido por meio de mercados próprios do produto capacidade ou através de requisitos de adequação dos recursos sistêmicos. As entidades compradoras de energia devem adquirir capacidade suficiente para atender aos requisitos da operação e planejamento. Além disso, o mercado de capacidade suaviza a volatilidade dos preços de energia, sem que haja necessidade de chegar próximo ao problema de segurança no suprimento para viabilizar a expansão da capacidade.
Os fatos são claros e a modernização do setor é um elemento vital para solucionar os problemas estruturais que vamos enfrentar. Neste sentido, o MME (Ministério de Minas e Energia) de forma correta ofereceu ao mercado a MP (Medida Provisória) 998/20, que inclui entre outros temas o leilão de reserva de capacidade. A modernização do sistema é necessária e uma abordagem por etapas é a melhor forma de orientar a trajetória das mudanças. Uma reforma estrutural das bases do modelo do setor elétrico serão revistas, no entanto algumas ações levam anos para sua consolidação. Ao mesmo tempo, muitos problemas já fazem parte do nosso dia a dia. A pequena reforma que teremos com a MP 998/20 junto ao PLS 232/16 estão em sincronia com esta abordagem. A MP requer ainda sua apreciação pelo Senado nos próximos dias, o que é amplamente aguardado pelos agentes. Caso não seja aprovada, perderá sua validade no dia 9 de fevereiro deste ano.
Onde entra a expansão do sistema e o mercado livre neste ambiente de mudança? Trabalhos oferecidos pelos associados da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia) e Abraget (Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas) para as entidades setoriais como MME, ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) e EPE (Empresa de Pesquisa Energética) indicaram que a introdução do mercado de capacidade será a melhor forma de ter um mercado livre mais amplo com garantia de segurança para SIN, paga pelo ACL (Ambiente de Contratação Livre) e ACR (Ambiente de Contratação Regulada) através do encargo de reserva de capacidade preconizado na MP 998/20.
O mercado livre de energia está vivendo um momento de transformação, ganhando mais força para sua sustentação futura, aliando o desejo de liberdade dos consumidores em consonância com as mudanças na regulamentação setorial. Na década de 2000, o mercado livre começou seu desenvolvimento mais amplo, e em 2008 atingiu 30% de participação no consumo de energia. As portarias MME n° 514/2018 e 465/2019 introduziram um cronograma para redução do limite de carga dos consumidores livres convencionais em três etapas.
(i) 1º de janeiro de 2021 – consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW
(ii) 1º de janeiro de 2022 – consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW
(iii) 1º de janeiro de 2023 – consumidores com carga igual ou superior a 500 kW
As portarias definem o prazo de 31 de janeiro de 2022 para a realização de estudos da ANEEL e CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) sobre as medidas regulatórias necessárias para permitir a abertura do mercado livre para os consumidores com carga inferior a 500 kW, com proposta de cronograma de abertura a partir de 1° de janeiro de 2024. Os associados da Abraceel desenvolveram trabalho com esse enfoque e ofereceram para as entidades setoriais uma avaliação dos passos necessários para a abertura total do mercado livre.
Esta abertura vai resultar em uma forte diminuição na contratação de energia para o mercado regulado, que desde 2004 é feito por meio de leilões de energia, mecanismo que sustentou a expansão da geração através de contatos de longo prazo firmados entre os geradores e as distribuidoras de energia. As incertezas para as distribuidoras são muitas no momento, das quais podemos citar a sobrecontratação, o aumento da GD (geração distribuída), ampliação do mercado livre, e a recuperação do mercado pós-pandemia de Covid.
Isso significa que a expansão da geração voltada para o mercado livre será uma nova realidade. Esse é um efeito que já está sendo percebido e as renováveis dominam esse segmento, com preços atraentes em contratos bilaterais ou mesmo com a autoprodução. O mercado livre sempre apresentou desafios relacionados à financiabilidade de projetos e riscos relacionados a alta volatilidade no preço de energia, inerente ao setor elétrico, e com a duração dos contratos. No entanto, as práticas mudaram e a nova gestão do BNDES já apresenta uma série de modelos mais convenientes para a financiabilidade do mercado livre.
O financiamento voltado ao ACL só é possível numa estrutura de financiamento flexível que permita uma gestão de contratos com múltiplas características. A arbitragem por melhores condições de preço futuro frente às margens de lucro estariam liberadas e os preços estariam mais próximos do real custo marginal da expansão. Os fundos de investimentos associados com operações de comercialização são a resposta para este futuro do ACL. A partir daí, vai haver a sincronia perfeita do aparecimento dos fundos de investimento e o esperado crescimento do ACL, no segmento do varejo.
As transformações já estão acontecendo com foco na digitalização e inovações tecnológicas. Os avanços de mercado com segurança para o consumidor são primordiais para uma rota sustentável e permanente. Novas práticas de expansão do SIN com o crescimento do ACL num ambiente de segurança paga por todos é vital para sustentabilidade setorial. A MP 998/20 está nesta rota de mudanças adequadas para todo o mercado, seja ACR ou ACL.
