Debate com especialistas renomados do setor elétrico focou nas tendências de preços de energia e nas oportunidades de investir em autoprodução
A Simple Energy, comercializadora de energia com mais de uma década de atuação, realizou no dia 24 de agosto o primeiro Simple Meeting, um evento cujo objetivo foi reunir geradores e consumidores para debater as tendências futuras dos preços de energia elétrica e as oportunidades das variadas possibilidades da autoprodução de energia no mercado livre. Nesta edição especial do resumo regulatório, escrevemos um artigo com os principais assuntos desse encontro exclusivo com renomados especialistas do setor elétrico. “O sucesso desse evento não teria acontecido sem a participação e dedicação do nosso time e, claro, graças a presença de cada um de vocês. Essa é a primeira iniciativa de muitas outras que virão. Queremos estar presente nas discussões, para que possamos contribuir cada vez mais para robustez do setor elétrico”, declarou Leonardo Lopes, um dos sócios diretores da Simple Energy.
Painel 1 – Preços de Energia: cenários, tendências e fatores que podem influenciar o horizonte de médio prazo
Desde o final do ano passado, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) tem se mantido em níveis mínimos, trazendo os preços de energia no ambiente de comercialização livre para patamares bem baixos, proporcionando uma excelente oportunidade para novos consumidores que estão considerando migrar para o mercado livre, além de criar um ambiente favorável para a celebração de contratos de longo prazo. É sabido que o modelo de precificação de energia no Brasil ainda é pautado em uma matriz altamente dependente das hidrelétricas. Entretanto, a composição da matriz elétrica mudou bastante nos últimos anos, sobretudo com a expansão das renováveis não convencionais (eólica e solar). Nesse contexto, é natural que surjam dúvidas quanto a uma possível mudança nos modelos de preços de energia e de eventuais intervenções políticas ou regulatórias que possam alterar a trajetória dos preços no médio prazo. Além disso, o cenário macroeconômico nacional e internacional pode mudar o patamar de carga do sistema interligado nacional (SIN), podendo também impactar no preço de energia. Para debater esse tema, convidamos Ricardo Matos, um dos sócios-fundadores da Simple Energy; Yasmin Martins, coordenadora de energia da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL); Alexandre Maluf, economista da XP Investimentos; e Rodrigo Sacchi, gerente executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).O evento começou com uma apresentação técnica sobre as variáveis que poderão afetar o preço da energia no mercado livre nos médio e longo prazos. Ricardo Matos, da Simple, destacou que as condições atuais dos reservatórios, com cerca de 216 GW médios de energia armazenada, são muito semelhantes as vivenciadas em 2011, quando o PLD também ficou em patamares mínimos. “Ocorre que a partir de 2012 os preços entraram em uma curva ascendente, com períodos de alta volatilidade, com diversos momentos em que o PLD esteve no teto.” Naquela época, 90% da carga era atendida pela geração hidráulica. Entretanto, em 2023, pouco mais de 55% da carga é atendida pelas hidrelétricas, condição bastante diferente de 2011. O restante da carga é atendido por fontes variáveis, com solar e eólica. Dessa forma, uma das questões levantadas é como representar essa variabilidade de produção no atendimento da carga? Rodrigo Sacchi, da CCEE, explicou que hoje os modelos não capturam as incertezas associadas à produção de energia das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), eólicas, solares, nem da geração distribuída, apenas as hidrelétricas são modeladas. Segundo o especialista, a modelagem das usinas renováveis certamente influenciaria na formação de preço. “Na medida em que a gente passa a representar todas as incertezas, naturalmente o modelo fica mais conservador e se prepara para um cenário de adversidade. Sabendo que a carga pode ser maior que o previsto e que a eólica e a solar podem gerar menos, o modelo fica mais avesso aos dados. Naturalmente tem uma tendência de aumento de preço no presente para capturar essa operação mais conservadora.” Outra variável importante a ser observada é o desempenho da economia nos próximos anos, uma vez que um crescimento maior do PIB pode levar a um aumento da carga de energia. Para Alexandre Maluf, da XP, o cenário da economia brasileira é de “otimismo moderado”. Ele reconhece que houve um avanço importante em pautas estruturantes que mudaram o cenário de crescimento da economia brasileira. Ele destacou a reforma trabalhista, a reforma previdenciária e agora a reforma tributária. “A aprovação da reforma tributária vai mudar o paradigma de crescimento da economia”, afirmou. Maluf disse que é difícil prever o crescimento do PIB nos próximos anos. Mas o que se verifica é que as projeções estão sendo atropeladas pela realidade. No ano passado, esperava-se um PIB estável e houve um crescimento de 3%. Para 2023, a estimativa inicial era de um PIB de 1% e agora as projeções apontam para um crescimento de 2,5%.
Abaixo, os debatedores e mediador referente ao painel 1: Preços de energia
Oferta de energia e PLD mínimo
O Brasil apresenta uma sobreoferta estrutural de energia de 5,5 gigawatts (GW), sendo que 3,3 GW dessa sobreoferta foi causada pela micro e mine geração distribuída. No entanto, um tema que pode afetar a oferta de energia no futuro é a definição sobre qual hidrograma será utilizado na hidrelétrica de Belo Monte (11.233 MW), segunda maior usina do país. A depender do hidrograma utilizado, isso poderia retirar uma oferta equivalente a 4,5 GW. Outro tema que pode afetar os preços é a definição das novas regras comerciais da energia produzida pela hidrelétrica de Itaipu (14.000 MW). Neste momento, Brasil e Paraguai discutem como será o novo tratado binacional e a expectativa é que uma definição saia ainda no segundo semestre deste ano. Para Yasmin Martins, da ABRACEEL, essa negociação não é simples e foge muito da discussão técnica, portanto, é difícil prever qual será a resolução desse caso. Ela não espera que a conclusão do tratado venha a afetar a Tarifa de Energia de Otimização (TEO Itaipu), utilizada para estabelecer o PLD mínimo, que hoje está fixado em R$ 69,04/MWh. “No entanto, da forma como é fixada a TEO hoje já tem muita margem para influência política”. A TEO Itaipu é calculada com base nos custos variáveis operacionais da hidrelétrica de Itaipu, cujo custo de operação é mais elevado do que das demais hidrelétricas em operação no país. Esse tema causa bastante divergência no setor e chegou a ser judicializado por uma comercializadora. Na visão de Rodrigo Sacchi, o setor nem precisaria de um PLD mínimo se os custos associados de todas as fontes fossem calculados e representados no modelo de formação de preço. “O preço mínimo tem um artifício regulatório que mascara a operação do custo variável das usinas”, disse. Caso o preço da energia fosse definido com base nos custos de cada fonte, o PLD deixaria de ficar flat. “A variabilidade de preço é importante. A analogia que eu faço é que a inflação está para economia assim como a variabilidade de preço é importante para o mercado de energia”, disse Sacchi. Ele acrescenta: “O contrato de energia é um head natural para flutuações de preço. Não é porque o preço está baixo que o consumidor vai navegar no preço de curto prazo. As incertezas são tão grandes que é muito prudente fazer um contrato de médio e longo prazos para que o consumidor não seja pego de surpresa.” Segundo Matos, da Simple, os preços de energia só devem sair do patamar mínimo no segundo semestre de 2024. “Fundamentalmente a gente queria trazer um indicativo de preços baixos, mas trazendo um gancho de que, na nossa visão, essa é uma excelente oportunidade para que o consumidor planeje, de uma forma bastante assertiva, como ele vai fazer o atendimento desse importante insumo daqui pra frente.”
Painel 2 – Autoprodução de Energia: Principais variáveis e pontos de atenção para análise de viabilidade
O segundo painel do Simple Meeting apresentou as oportunidades da autoprodução de energia, modalidade que permite aos consumidores investirem em uma usina própria ou se associarem a um gerador de energia, podendo ser pessoa física ou empresas reunidas em sociedade de propósito específico (SPE) ou consórcio. O painel iniciou com uma apresentação técnica de Ralph Menezes, gerente Regulatório da Simple Energy. Ele reforçou que o principal benefício de ser autoprodutor envolve o não pagamento de encargos setoriais (EER, ESS, ERCAP, CDE e Proinfa), o que torna a energia muito mais barata. Embora o conceito de autoprodução exista desde 1996 (Lei nº 9.074/95), atualmente a modalidade tem atraído muito a atenção de empresas que buscam estabilidade e previsibilidade dos custos de energia. No início, apenas grandes companhias investiam no suprimento próprio. Isso porque a energia mais competitiva era das hidrelétricas, cuja construção envolve muitos riscos e demanda altos volumes de investimento. No entanto, com o aumento da competitividade das fontes renováveis, em especial das eólicas e solares, as empresas menores também passaram a acessar à autoprodução de energia, sobretudo pelo arranjo societário de “equiparação”. Menezes apresentou um histórico da legislação da autoprodução, destacando a Lei nº 13.203/2015, que introduziu o desconto de 50% nas tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição (TUST/TUST) para os novos autoprodutores de energia. Neste caso, o proprietário do empreendimento só terá direito ao desconto na TUSD para consumo próprio desde que tenha entrado em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2016. Em seguida, foi apresentado os três tipos de autoprodução. O “tradicional”, no qual o consumidor investe 100% do recurso para construção da usina. O modelo de equiparação, onde não há investimento (Capex) por parte do consumidor (ou ele é muito baixo). E o modelo de arrendamento, neste caso, o consumidor realiza o arrendamento (consórcio) da usina junto ao gerador e são firmados contratos de arrendamento e operação e manutenção (O&M) para remuneração dos serviços prestados. Segundo o especialista, as modalidades que mais crescem atualmente são os arranjos de equiparação e arrendamento, onde o consumidor passa a ter ações com direito a voto de um empreendimento de geração. No caso da equiparação, uma das barreiras é a exigência de uma demanda mínima de 3 megawatt (MW) por unidade consumidora. Isso faz com que pequenos consumidores optem pelo arrendamento, pois, não há restrição de demanda mínima neste caso. Menezes também apresentou um histórico dos encargos, onde é possível ver um crescimento constante dessa rubrica ao longo dos anos. Sobre isso, Helder Sousa, diretor de Regulação na TR Soluções, deixou claro que a tendência futura é de aumento dos encargos. A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que está embutida na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), por exemplo, saiu de R$ 5,3 bilhões em 2018 para R$ 12 bilhões em 2023, um aumento de 125%. Já a previsão dos subsídios para as fontes incentivadas apontam que a conta saltará de R$ 6,7 bilhões em 2023 para R$ 12,5 bilhões nos próximos anos em razão da migração de consumidores para o mercado livre de energia. Além disso, espera-se que os encargos aumentem ainda mais com a contratação de 8 gigawatts (GW) de termelétricas da Eletrobras. Para Ricardo Mendes, diretor de Originação da Atlas Renewable Energy, os preços e os encargos são voláteis e a autoprodução consegue dar uma previsibilidade muito maior dos preços de energia. “Você consegue fazer uma gestão muito melhor do seu custo de energia e ter essa previsibilidade que era um drama para a indústria”, disse. “A combinação de eólica e solar junto com autoprodução se tornou uma válvula de escape para a indústria ser competitiva… Isso atende a dois objetivos do governo: garante a expansão da oferta de energia e a competitividade da indústria no país.” Elbia Gannoum, CEO da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), disse que o setor precisa ficar atento, pois, há iniciativas no Congresso que pretendem acabar com os benefícios da autoprodução, por entender que a modalidade é subsidiada pelos demais consumidores de energia. Para Gannoum, é hora de aproveitar essa janela de oportunidades, pois a tendência é que, no longo prazo, essas regras se modifiquem. “Tem que fazer uma corrida do ouro na autoprodução”, brincou. Na visão de Mendes, é uma “falácia” que a autoprodução tem subsídio. Pelo contrário, é a autoprodução que garante energia competitiva para indústria, portanto, o governo deveria repensar esse posicionamento. Raphael Gomes, sócio do escritório Lefosse Advogados, concorda. “Não tem subsídio para autoprodução, na verdade, é a indústria brasileira que gera emprego que tenta ser competitiva não pagando subsídio”. Para Menezes, o governo precisa pensar em política pública para reduzir o tamanho dos subsídios, não colocar mais agentes para pagar a conta. Gomes sabe que velocidade na tomada de decisão é importante nesse momento, porém o consumidor precisa estar bem assessorado, tanto técnica quanto juridicamente, antes de partir para autoprodução para aproveitar essa janela de oportunidade. Ele revela que muitos geradores que “perderam o bonde” estão correndo para estruturar projetos de autoprodução. “Precisa ter bons parceiros de negócio, não adianta pegar um gerador que nunca fez autoprodução”, alertou o advogado.
Abaixo, os debatedores e mediador referente ao painel 2: autoprodução.
O próximo Simple Meeting ainda não tem data marcada, mas esperamos que você esteja presente nesse relevante encontro para os agentes do setor elétrico.
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