CP 33: A visão do mercado

Separação de lastro e energia é considerado o tema mais complexo dentro das propostas de mudanças do modelo.

Os modelos regulatório e comercial do setor elétrico no Brasil dão sinais de esgotamento em função de fenômenos tecnológicos, sociais e ambientais, mas também por conta de problemas decorrentes das próprias regras vigentes no país. Esse é o diagnóstico feito pelo Ministério de Minas e Energia (MME) que levou a consulta pública nº 33. O conjunto de medidas apresentadas no início do mês tem o potencial de alterar consideravelmente a forma como o país vem administrando seus recursos elétricos.

A intenção do governo é que esse novo modelo comece a ser implementado no início de 2018. Para tanto, diversos dispositivos legais e regulatórios precisarão ser alterados, fazendo necessário a edição de uma Medida Provisória. Até o dia 4 de agosto o governo receberá contribuições da sociedade. O objetivo é encontrar um texto onde haja convergência entre a maioria dos pontos. O governo quer evitar que as divergências de opiniões comprometam a tramitação do processo.

Agentes ouvidos pela Agência CanalEnergia defendem a ampliação do prazo da consulta, justiçando que uma mudança estrutural dessa envergadura exige uma análise mais detalhada por parte do setor. “Na nossa visão, os temas da consulta pública são bastante densos e, portanto, merecem maiores prazos para que os agentes possam contribuir, inclusive com simulações quantitativas dos impactos das medidas propostas”, defendeu Mário Veiga, presidente da PSR, que realiza com o Grupo CanalEnergia, no próximo dia 2 de agosto, um workshop para avaliar a CP 33, no Rio de Janeiro.

Prazo é curto para que os agentes possam simular os impactos das medidas

Mário Veiga,da PSR

O governo, porém, já sinalizou que não pretende dilatar o prazo, justificando que o tema está em discussão desde setembro de 2016 e como a proposta ainda depende da análise de contribuições e da apreciação do Congresso Nacional, alterações de cronograma poderiam afetar a implementação das medidas. O plano do governo é enviar a medida provisória ao congresso ainda em setembro.

“Achei uma proposta extremamente ambiciosa. O setor claramente precisa de uma reestruturação, mas acho que essa audiência pública não pode ser considera uma extensão da consulta pública feita no ano passado”, disse Joisa Dutra, diretora do Centro de Infraestrutura da FGV.

Ex-membro da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e do Ministério de Minas e Energia, o professor Afonso Henrique Moreira Santos criticou a forma como o governo está conduzindo esse debate. “Essa consulta pública acaba sendo um jogo de validação do que o Poder Público quer e do que um grupo interessado deseja. Não é um debate amplo com a sociedade, com a academia, com os agentes que não concordem com as suas associações. ”

Para a advogada Débora Yanasse, da Tauil & Chequer Advogados, a boa intenção do governo pode gerar resultados indesejados caso as propostas não passem por uma análise mais cautelosa dos impactos no setor. “Isso pode gerar mais insegurança e judicialização”, advertiu.

Já Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel), defendeu a manutenção do calendário e ainda pediu para que todos do setor trabalhem em união para aproveitar essa oportunidade de mudança. “É importantíssimo o senso de urgência das medidas e a promoção de mudança legal ainda em 2017, em função da base parlamentar extremamente fragmentada do governo no Congresso Nacional. Lembro que 2018 será ano eleitoral e a base governamental irá se dispersar ainda mais. ”

Essa será a terceira mudança relevante nas regras do setor elétrico desde o racionamento de energia em 2001. Contudo, independente de qual será o formado do novo setor elétrico, o governo garantiu que haverá total respeito aos contratos vigentes, evitando, em qualquer hipótese, medidas unilaterais que alterem compulsoriamente relações já pactuadas. “O MME tem pautado sua atuação com fundamento na transparência e no diálogo e comunicação com os agentes em busca de um ambiente de negócios mais eficiente, com menos subsídios, maior racionalidade econômica e estabilidade regulatória voltada à sustentabilidade do setor”, disse o ministério.

Setor precisa trabalhar unido para aproveitar oportunidade de mudança
Reginaldo Medeiros, da Abraceel

RISCO HIDROLÓGICO

Desde 2013, geradores hidrelétricos acumulam prejuízos bilionários em função da hidrologia desfavorável e do despacho de termelétricas fora da ordem de mérito. A falta de diálogo com o governo levou o setor a recorrer ao judiciário para se proteger desses custos. O resultado foram centenas de liminares que até hoje comprometem a normalidade da liquidação financeira do mercado de curto prazo. Até julho, ações judiciais representavam um montante de R$ 2 bilhões na liquidação do MCP.

Após um ano de negociação com os agentes, o governo apresentou neste mês uma proposta para acabar com as ações vigentes. O acordo é retroagir os custos incorridos desde 2013 com deslocamento hidrelétrico causado pela geração fora da ordem de mérito (Gfom). Uma vez feito esse cálculo, será oferecido ao gerador uma extensão do prazo de outorga que permita recuperar tais custos. Como contrapartida, o agente terá que abrir mão do litígio.

Na avaliação do presidente do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri, se implementada, a proposta tem condições de resolver o problema do GSF. “Estamos bastante otimista com essa proposta”, disse.

Outro tema que também está judicializado é o pagamento dos encargos Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e ESS (Encargo de Serviços do Sistema). Há diversas liminares, principalmente de grandes consumidores industriais de energia, questionando o pagamento de parte dessa despesa. O governo concordou em parcelar os débitos pendentes, sem aplicação de multa, também mediante a desistência das ações judiciais.

Na avaliação de Joisa Dutra, há dúvidas se os agentes vão aceitar essas propostas. “As ações que estão na justiça são vitoriosas. Por que um agente vai desistir de uma liminar que ele já tem? ”.

DESCOTIZAÇÃO

Um ponto polêmico na proposta do governo é a descotização. A medida abre caminho para a privatização de 14 hidrelétricas da Eletrobras que hoje comercializam a energia com base no regime de cotas, ou seja, com receita suficiente apenas para cobrir custos de operação e manutenção. A proposta autoriza o novo concessionário a comercializar a energia a preços de mercado. Essas usinas somam 13.907 MW de capacidade instalada.

O benefício econômico da venda das usinas seria divido em três partes: uma para União; outra para o consumidor via redução de CDE; e a terceira parcela ficaria com a Eletrobras. Na visão do governo, isso permitiria um alivio dos custos repassados aos consumidores, uma vez que o risco hidrológico dessas usinas está alocado nos consumidores, com custos mensais de R$ 1 bilhão, segundo informações do próprio governo. Além disso, a descotização daria mais flexibilidade ao portfólio das distribuidoras. Por último, criaria um incentivo para a Eletrobras se desfazer desses ativos.

“Importante esclarecer que repartir o benefício de alteração de regime com a Eletrobras é possível em função de a União acumular os papeis de acionista e de concedente do novo contrato”, afirmou o Ministério de Minas e Energia no documento perguntas e respostas sobre a consulta pública.

Segundo o governo, as usinas hidrelétricas com tarifa regulada criam uma ilusão de custo baixo na energia, mas aumentam, por exemplo, o custo das bandeiras tarifárias e dos encargos setoriais, em decorrência de repasses como o risco hidrológico, que impactam a tarifa. Nessa linha, a proposta atua também para o futuro, impedindo que usinas cujas concessões vençam depois de 2018 sejam recontratadas em regime de cotas.

“A alteração do regime comercial das usinas está alinhada com o objetivo geral das mudanças propostas na direção de maior eficiência setorial ao alocar corretamente riscos e promover competição no mercado. A tarifa regulada para usinas hidrelétricas não se mostrou efetiva para a modicidade tarifária”, apontou o MME no documento perguntas e respostas sobre a consulta pública.

Descotização coloca drive de aumento de tarifa para o setor.
Nivalde de Castro, do Gesel/UFRJ

Na opinião do professor Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ, a proposta de descotização vai colocar um drive de aumento de tarifa para o setor. “A cota foi uma ideia interessante, mas como teve uma crise hídrica, o PLD (Preço de Liquidações das Diferenças) foi lá para cima e teve esse impacto. Não faz sentido abrir mão de uma energia que custa R$ 60/MWh para recomprar a R$ 180. Isso é um absurdo. É um pecado capital o que está se impondo ao setor elétrico. ”

O próprio MME reconhece que o ideal seria uma destinação maior dos recursos das privatizações para a CDE e a atribuição de alguma parcela do benefício diretamente a empresa que estiver privatizando, pois isso permitiria um alívio maior dos custos repassados aos consumidores e criaria um maior incentivo aos controladores estatais em se desfazerem desse controle. Todavia, o MME informou na própria consulta pública que não possui autonomia para decidir sobre o tema, de modo que se apresentou uma proposta com a alocação mais provável dos recursos da privatização.

Na visão da PSR, a descotização ​​é uma importante medida para corrigir distorções de alocação do benefício da depreciação dos ativos entre os consumidores regulados e livres, para sinalizar corretamente o preço da energia para os consumidores e​, combinada com a privatização, ​para equilibrar as finanças das empresas estatais.

ALTERAÇÕES ESTRUTURAIS

Como dito anteriormente, o ministério não se limitou a enfrentar problemas conjunturais. O governo também apresentou um conjunto de alterações estruturais buscando: a expansão do mercado livre, melhorar a sinalização e alocação dos custos da energia, bem como criar alternativas de financiamento para expansão da matriz.

A abertura do mercado livre para todos os consumidores é um pleito antigo defendido pela Abraceel. Na proposta, o governo sugere a redução gradual do limite de acesso ao mercado livre, que hoje só é permitido para consumidores com carga acima de 3 MW. A meta é reduzir, até 2028, o limite para o 75 kW para consumidores de alta e média tensão (Grupo A). Segundo o governo, a razão para essa abertura parcial é evitar uma transição muito acelerada sem a adequada preparação e adaptação do setor que garantam a sustentabilidade dessa abertura.

Na mesma proposta, o governo cria uma regra que pode finalmente viabilizar o comercializador varejista. A nova regulamentação obriga os consumidores com demanda abaixo de 1 MW a serem representados na CEEE exclusivamente por meio de uma agente comercializador a partir de 2018. Regulamentado há dois anos, o mercado varejista conta apenas com 11 participantes com consumo médio de 6 MW e seis empresas varejistas. “Esta separação entre varejo e atacado é fundamental para o crescimento organizado do mercado livre e fortalece a figura do varejista, que passará a desenvolver produtos atraentes para este nicho de mercado”, disse Altieri, da CCEE.

A especialista Leontina Pinto, diretora presidente da Engenho Consultoria, discorda dessa obrigatoriedade do varejista. Para ela, não há explicação que justifique o consumidor interessado no mercado livre ser obrigado a ter um intermediário. “Eu não preciso de um registro na Anatel para usar o serviço telefônico, por que é que eu preciso de um registro na CCEE, direto ou indireto, para usar energia? Não devia precisar. Em vários países do mundo você chega ao consumidor final e ninguém está registrado em um órgão centralizador como a CCEE”, disse. “O setor de energia padece de um conceito de centralização que é incompatível com a abertura de mercado. ”

Separação do atacado e varejo é fundamental para o crescimento organizado o mercado livre.
Rui Altieri, da CCEE

Na opinião de Ricardo Lima, sócio-diretor da Tempo Presente e ex-conselheiro da CCEE, a figura do varejista é importante para reduzir os custos operacionais da Câmara, pois é impossível para a CCEE fazer a gestão de tantos clientes. “Quando eu estava na CCEE tinha 2.500 associados, hoje são 6 mil. ”

Além disso, o governo definiu que o segmento de consumidor especial só poderá ser composto por unidades que individualmente tenham carga de pelo menos 500 kW, acabando com a possibilidade de comunhão de carga. Na avaliação da Abraceel, o fim da união de carga reduz o mercado livre no curto prazo. A associação disse que contratou a consultora Thymos Energia para quantificar, entre outros impactos, qual o tamanho da redução do mercado livre com a eliminação do direito de os consumidores migrarem por união de carga.

“Hoje tive acesso a dados consolidados de um associado que informou sobre o efeito da eliminação do direito do consumidor migrar por união de carga. Aplicado ao conjunto dos clientes desse associado significaria que a sua carteira de clientes seria reduzida em 65%. É essa análise de impactos das medidas regulatórias propostas que estamos fazendo neste momento para contribuir de forma positiva com o governo. O mercado livre de energia tem clareza que só a liberdade de escolha para todos os consumidores no longo prazo é capaz de reduzir o preço da energia no Brasil. Esta é uma bandeira da Abraceel que nós não vamos abandonar”, disse Reginaldo Medeiros, presidente da entidade.

Na visão da PSR, a proposta de abertura do mercado poderia ser mais agressiva. “Um aspecto muito importante é que esta abertura somente é sustentável no longo prazo se vier acompanhada das medidas de separação de lastro e energia, das medidas de aprimoramento e credibilidade da formação dos preços e das medida​s para alocação mais justa de custos e riscos entre os agentes do mercado. Este último ponto é muito importante para que a migração para o ACL ocorra pela razão correta​, e não por conta de sinais de preço inadequados”, disse Mário Veiga.

“Atualmente, a migração ocorre devido a subsídio​s ​cujos objetivos não deveriam ter nada a ver com a decisão do consumidor de migrar ou não para o mercado livre, ​e a custos legados de contratos firmados ​no passado, o que não é sustentável no longo prazo. Este conjunto de medidas significa que a proposta foi pensada como um pacote completo, não podendo ser aprovada aos pedaços”, completou o presidente da PSR.

LASTRO E ENERGIA E A FINANCIABILIDADE DA EXPANSÃO

A abertura do mercado livre esbarra justamente no modelo de financiamento da expansão do setor elétrico brasileiro. Hoje a nova capacidade de geração é viabilizada graças a contratos de comercialização de energia de 30 anos firmados com o mercado cativo. Esses contratos permitem que os investidores tenham acesso a financiamentos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Para resolver essa dependência de contratos de longo prazo, o governo sugeriu a separação de lastro e energia. A forma mais simples de ilustrar essa separação é usando o exemplo das térmicas que são contratadas em regime de disponibilidade. A parcela que viabiliza a usina é chamada de lastro, ou seja, é o valor pela disponibilidade da térmica. Toda vez que está usina é chamada a produzir energia, um valor é acrescido a remuneração, conhecido como CVU (Custo Variável Unitário). O CVU da térmica remunera “o custo da energia”.

Segundo o MME, a separação lastro e energia consiste na comercialização separada de dois produtos que atualmente são comercializados em conjunto pelos geradores. O produto lastro refletirá a contribuição para a confiabilidade de atendimento ao sistema de cada gerador. A compra do lastro ocorrerá por meio de leilões. O custo total do lastro será recolhido de todos os consumidores mediante encargo de lastro especifico na proporção do consumo.

De acordo com Luiz Barroso, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), existem desafios para a implementação dessa separação, como a própria definição e cálculo do lastro de cada equipamento e da valoração dos distintos atributos que a proposta colocada em consulta pública sugere.

“Além disso temos a metodologia e responsabilidade pela definição do volume de lastro a ser comprado, monitoramento, alocação de custos, entre outros. A implementação desta separação será um processo em etapas e discutida com todo o mercado, não é para amanhã”, explicou Barroso. Em termos de resultados, EPE espera, primeiro, uma melhor organização da comercialização dos produtos e a separação do que é o produto confiabilidade do produto energia.

Separação de lastro e energia será feito em etapas e discutida com o mercado
Luiz Augusto Barroso, da EPE

Para o gerador, a remuneração pelo “lastro” possui como contrapartida um compromisso de entrega de confiabilidade ao sistema, por exemplo medido como declarações de firmeza para o despacho operativo. Esta remuneração representa só o primeiro dentre os fluxos de caixa que ele capturará na estrutura de sua remuneração total, não esquecendo que há o mercado de contratos – com comercialização de contratos, por exemplo – e mesmo de serviços ancilares.

“Muita gente aqui entende que a separação significará uma pequena renda ao gerador e toda a energia comercializada no ‘spot’, a PLD. Isso não é verdade”, explicou a EPE. “A comercialização da energia ocorrerá também através de contratos, tal como ocorre hoje e possivelmente o mercado de contratos de energia – ao invés do mercado spot de energia – será o mercado essencial para garantir da financiabilidade da expansão. E é aqui que as bolsas de energia com clearing houses passam a ter um significativo papel para oferecer liquidez e mitigar risco de crédito com operações financeiras.”

Para a PSR, a separação melhora a alocação do custo da expansão do sistema entre os consumidores, uma vez que atualmente grande parte deste custo é pago pelo ACR, através da contratação de novas usinas nos leilões; permite a contratação centralizada do lastro para o sistema, medida importante para coordenar a expansão da geração em um ambiente de maior participação do mercado livre e com grande incerteza com relação à evolução da demanda das distribuidoras; e melhora a financiabilidade dos projetos de geração voltados para o ACL, uma vez que a receita com a venda do lastro de energia reduz a variabilidade do fluxo de caixa do empreendimento.

Castro, da UFRJ, avalia que essa medida também pode ter um drive de aumento de tarifa, uma vez que isso deve aumentar a percepção de risco do investidor. “Como a separação só vai ser aplicada aos novos contratados e o mercado está com sobra, não é uma coisa tão emergencial. Talvez essa questão da separação do lastro e energia pudesse ser deixada em aberto para uma reflexão maior. ”

“Vejo alguma dificuldade na separação lastro e energia”, disse Ricardo Lima. “De toda a proposta, isso é o que traz maior complexidade. Não é um tema pacificado e traz alguma insegurança na maneira que será conduzido. ”

Para Débora Yanasse, da Tauil & Chequer Advogados, “separação de lastro e energia é algo complexo, algo que precisa ser melhor estudado. A experiência internacional mostra que muitas vezes não funciona, pode causar distorção de preços”, disse a advogada. “Acho que essa transição tem que ser feita com muita cautela. A gente tem que ter uma maior solidez no mercado livre de hoje. Não existe previsibilidade de preço, as regras de despacho não são claras. Talvez esses sejam pontos a serem tratados antes de pensar na criação de um mercado de lastro. ”

“Acho que o tema do financiamento da expansão não está completamente bem trado. O financiamento da expansão depende de melhoria do processo de alocação de riscos. E não fica claro como essa nova arquitetura do setor vai efetivamente melhorar esse processo de alocação de risco”, disse Joisa Dutra.

Para a Abraceel, a adequação da expansão por meio da separação lastro e energia é uma solução que permite uma participação isonômica e equilibrada de todos os consumidores na expansão, reduz a indexação econômica do preço da energia no Brasil, põe fim às crises de papel e permite a competição entre geradores pelo recebimento de lastro que passa a ser atrelado aos atributos técnicos de cada fonte.

FORMAÇÃO DE PREÇO

O governo também apresentou um conjunto de propostas para melhorar a formação de preço no setor. Dois elementos importantes são a criação do preço horário e a aplicação do conceito de sinal locacional. Hoje a formação do preço se dá uma vez por semana, de maneira antecipada, ou seja, muito desacoplada do intervalo da operação em tempo real. Nesse sentido, uma das propostas é que o preço de curto prazo seja no máximo horário até 2020. O objetivo é aproximar o preço da energia ao custo de operação real.

Para a PSR, a utilização de uma granularidade de preços horários será cada vez mais importante para o sistema​, devido à redução na capacidade de regularização das hidrelétricas e à inserção de fontes intermitentes. Outro aspecto importante é a possibilidade do Brasil migrar para o modelo de oferta de preços, o que traria para os geradores ​e consumidores ​maior responsabilidade pelo gerenciamento dos riscos do mercado. ​

Para Rui Altieri, da CCEE, o preço horário traz mais dinamismo ao setor como um todo, tanto do ponto de vista da operação como comercial. Permite uma gestão mais eficiente tanto do lado da geração quanto do lado da carga, na medida que os agentes passarão a responder aos sinais de preço.

A questão é que os momentos de maior consumo nem sempre são os momentos de maior geração das fontes mais baratas (como hidrelétrica e eólica), o que acaba por exigir que a operação do sistema acione usinas mais caras – termoelétricas, por exemplo – ou utilize estoques energéticos – o que esvazia reservatórios e aumenta o risco de desabastecimento para o futuro. Esse esforço da operação deve ser refletido o máximo possível no preço de curto prazo da energia, pois é a partir de um preço mais alto que um consumidor é capaz de responder, reduzindo seu consumo e ofertando sobras contratuais, ou que o gerador com flexibilidade é capaz de ampliar sua oferta.

Já o sinal locacional, segundo a EPE, é a forma de mostrar aos consumidores e geradores quais são os pontos de estrangulamento da rede e estimular, por meio de tarifas diferenciadas, que novas unidades geradoras se instalem próximo de onde há excesso de consumo ou que novos consumidores se instalem perto de onde há grandes volumes de geração. Esse sinal locacional complementa o sinal dos preços e das tarifas horárias para dar uma maior eficiência ao sistema elétrico, o que acaba por reduzir o custo de todos.

RACIONALIZAÇÃO DOS CUSTOS

O governo também apresentou medidas para racionalizar os custos operacionais do setor, bem como reduzir subsídios cruzados. O texto prevê a possibilidade de centralização dos contratos regulados de energia (CCEARs, Cotas de Garantia Física, Cotas de Energia Nuclear e de Itaipu), visando redução nos custos transacionais, maior eficiência administrativa dos contratos legados, compensações mais instantâneas de posições contratuais pelas distribuidoras e melhor distribuição de efeitos de eventuais reduções das energias compulsórias ou da aplicação de mecanismos de alívio de sobrecontratação.

Segundo o governo, esta proposta também tende a iniciar a separação da função de comercialização das distribuidoras. A proposta, no entanto, mantém com a distribuidora a responsabilidade da declaração de quantidades para atendimento do seu mercado, ou seja, ela não cria um comprador único para a energia.

Centralização de contratos e varejista ajudam no desenvolvimento do mercado real de energia
Ricardo Lima, da Tempo Presente

Na visão da PSR, esta é uma medida controversa. Por um lado, a compra centralizada ​pode ser ​um importante passo para a separação das atividades de comercialização e fio das distribuidoras, e para reduzir os custos de transação do mercado. Por outro lado, não está claro quais seriam os mecanismos para a sinalização da compra eficiente de energia e gerenciamento dos riscos de contratação​, e se as tarifas de energia seriam as mesmas em todo o país, o que poderia representar uma distorção importante​. ​​

Para Ricardo Lima, a centralização de contratos é fundamental para um setor que quer migrar para um mercado real de energia. “Centralizar os contratos e a liquidação, ter um sistema de garantias forte, eficiente, com chamadas de margem diária e preços horários, significa que estamos indo na direção de um mercado real. ”

O governo propõe ainda o fim do desconto da TUSD e TUST para as fontes eólica, solar, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa. A primeira dimensão da proposta é alterar a sistemática de incentivo. Em vez de descontos nas tarifas de rede incidentes na produção e no consumo, prevê-se o pagamento de um prêmio de incentivo associado à energia fisicamente produzida por cada empreendimento incentivado. Para quem já possui outorga, permite-se a adesão a esse novo modelo.

A segunda dimensão da proposta é o estabelecimento de um prazo final para a concessão de prêmios de incentivo. As outorgas atuais gozariam de incentivo até o término de seu prazo. As novas outorgas seriam incentivadas até 2030, independentemente da data de entrada em operação. É esperado que até esse período a valoração de atributos esteja plenamente operacional, permitindo que cada empreendimento receba pelo seu valor aportado ao sistema.

Nas próximas contratações, o governo pretende valorar o benefício que cada fonte proporciona ao sistema elétrico, precificando de forma mais correta o real valor da energia produzida, considerando aspectos como segurança e proximidade com o centro de carga e custos de transmissão.