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Energia

BOLETIM PROPOSTA DE REFORMA DO SETOR ELÉTRICO



Em julho e agosto deste ano, o Ministério de Minas e Energia (MME) realizou a consulta pública n° 33 para alteração do marco legal do setor elétrico. A consulta foi realizada com base na Nota Técnica nº 5/2017/AEREG/SE.

Segundo o governo brasileiro, a reforma é justificada pelos seguintes fatores: (a) a evolução tecnológica dos últimos anos que aumentou a competitividade de equipamentos e o crescimento de fontes eólica e solar capazes de reduzir preços no mercado de curto prazo; (b) recentes reformas mundiais no setor que buscaram difundir fontes renováveis, a exemplo dos compromissos sob o tratado Paris – COP 21 e adaptação às novas tecnologias; (c) houve risco de desabastecimento e incrementos abruptos de preços nos últimos anos; e (d) necessidade de redução da gestão centralizada.

Uma das principais reformas propostas permitirá às usinas hidrelétricas privatizadas cobrarem por tarifas de mercado, conforme oferta e demanda, e não tarifas reguladas. Usinas da Eletrobras poderão se valorizar e atrair proponentes em privatizações, principalmente se forem “descotizadas” antes dos leilões, o que as tornariam Produtor Independente de Energia (PIE). Essa “descotização” significaria o fim da comercialização de energia pelas geradoras às distribuidoras pelo regime de cotas (abaixo do preço de mercado), vigente sob a Lei n° 12.783/13.

Seria implantado um mecanismo para que o aumento de tarifas resultado da “descotização” fosse diluído no tempo e os resultados de novos contratos de concessão fossem repartidos entre os consumidores (via abatimento de encargos), Eletrobras e União Federal.

O leilão de ativos da Eletrobras, contudo, deve ser programado com prudência, pois ativos em período de recessão econômica tendem a valer menos. Especialistas argumentam, ainda, que não haveria efetiva redução de despesas da Eletrobras com a realização do desinvestimento, pois a fonte de energia das usinas é barata e os ativos já estariam amortizados. Os recursos de venda serviriam mais para sanar contas públicas do que para fins estratégicos do setor, especialmente leilões de ativos de transmissão e distribuição cujos recursos seriam destinados aos cofres da União.

Segundo o governo, a meta é direcionar o setor para parâmetros de mercado, de oferta e demanda, alterando a formação de preços e permitindo flutuações.

Listamos, abaixo, algumas das principais propostas da reforma e argumentos apresentados pelo governo:

• Melhor regulamentação da atividade de autoprodutor de energia – autoprodutor torna-se consumidor livre e recebe outorga para produção de energia por sua conta e risco, podendo comercializar livremente. Essa alteração permitiria a separação geográfica entre geração e consumo, e faria com que o produtor arcasse com diferença de preços entre submercados;

• Abertura gradual do mercado livre a consumidores de alta e média tensão até 2028. Hoje, a barreira de entrada no mercado livre consiste na fixação de um piso mínimo de demanda de pelo menos 3 megawatts (MW) ou de 0,5 MW a 3 MW caso a energia seja de fontes renováveis (eólica, solar e biomassa). O governo entende que as fontes renováveis já têm preços competitivos e não precisam mais desse incentivo e que, portanto, a barreira de entrada no mercado livre pode ser reduzida para o piso mínimo de demanda de 0,5 MW para todas as fontes de energia, sejam elas renováveis ou não.

• Redução da rigidez contratual no mercado regulado para permitir migração ao mercado livre. As distribuidoras poderiam vender excedentes de forma centralizada em razão de migração de consumidores para mercado livre. Eventualmente, será criado encargo de custeio arcado por consumidores;

• Redução da obrigação de contratação dos consumidores para flexibilizar a comercialização de energia, com o objetivo de prover maior credibilidade à formação de preço de curto prazo;

• Redução dos custos sistêmicos de transmissão por meio de liquidação centralizada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a qual poderá passar a atuar como contraparte de concessionárias de instalações e de usuários desde que isso não implique em aumento de carga tributária;

• Possibilidade do sistema adotar modelo de despacho centralizado por custo ou por ofertas de preço dos agentes, de modo que se relacione operação com preço;

• Centralização de contratos regulados (CCEARs), para reduzir custo e melhorar a gestão de riscos de preços de contratação, uma vez que portfolios são assimétricos e independentes da eficiência das empresas, o que distorce os incentivos de distribuidoras;

• Contratação da confiabilidade sistêmica ou suprimento (lastro) separada da gestão do risco comercial – comercialização seria gerida individualmente pelo agente. O modelo atual contém distorção na alocação de custos de expansão suportados majoritariamente pelos consumidores regulados, pois mercado livre depende de sobras do ambiente regulado ou de parcelas de garantia física de empreendimentos novos não contratadas nos leilões regulados, o que não contribui para a expansão do sistema. Contratação de lastro é regulada e, após implantado, veda-se a contratação de energia de reserva;

• Alteração da forma de desconto nas tarifas de rede (fio) incidentes na produção e consumo para prêmio de incentivo à energia fisicamente produzida por empreendimento incentivado em produtividade e eficiência de equipamentos. Maiores encargos para quem mais onera a transmissão e distribuição criando benefícios para quem gera próximo da carga – segregam-se tarifa de consumo, de uso de rede e de encargos setoriais e instituem-se tarifas por horário – para parâmetro de cobrança não-volumétrico;

• Uniformização de descontos pagos pela CDE – descontos em R$/MWh mediante contrapartidas dos beneficiários ou critérios de acesso;

• Tornar a contratação por quantidade preferencial à contratação por disponibilidade;

• Destinar recursos da Reserva Geral de Reversão (RGR) para pagar componente tarifário dos ativos de transmissão não amortizados e não indenizados nas prorrogações de concessões ocorridas em 2012 (MP 579), desde que inexistam ações judiciais questionando o valor do referido componente tarifário, o que reduziria o impacto de compensações sobre tarifas;

• Reduzir energia física compulsória como cotas de garantia física e potência para aumentar liquidez do mercado e flexibilizar portfolio de distribuidoras em resposta à ampliação do mercado livre – descotização;

• Sujeitar a outorga de usinas hidrelétricas com capacidade instalada de até 50 MW apenas à autorização pública (hoje coexiste a exigência de autorizações e concessões);

• Estender prazo de outorga (até 15 anos) para desjudicializar o risco hidrológico, com início retroativo a 2013, como compensação pelo deslocamento hidrelétrico provocado pela geração, de integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), fora da ordem de mérito (GFOM). Alocar risco ao vendedor com condições de melhor gerenciar tal risco; e

• Oferta de parcelamento de débitos de pagamentos de cotas de CDE e encargos de serviços de sistema (ESS) sem aplicação de multa e parcelamento de débitos pendentes em até 120 prestações mensais fixas mediante a desistência de ações judiciais.

O governo pretende fomentar ainda mais fontes limpas de energia como eólica e solar no nordeste para reduzir a dependência de termelétricas poluentes com alto custo de operação e forte impacto nas tarifas, podendo até rescindir os contratos atualmente celebrados.

Segundo o governo, essas medidas poderão, inicialmente, elevar os preços, mas têm o intuito de reduzir encargos e riscos hoje alocados ao consumidor, com o efeito de reduzir tarifas no longo prazo.

O governo pretende também fomentar a diversificação das fontes de financiamento de projetos de energia, atualmente muito concentradas no BNDES.

Ressalte-se que a proposta não endereça abertamente incentivos às fontes renováveis que reduzem emissões de CO2 consoante o Acordo de Paris e à geração para consumo próprio (geração distribuída).

No que diz respeito à geração distribuída, a proposta de incidência da Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição (TUSD) pode vir a inibir o aumento dessa geração, uma vez que geradores que consumirem menos energia do que gerarem deverão arcar com o custo dessa tarifa ao injetar energia na rede. Contudo, o MME propõe utilização de sinal locacional para TUSD (quem usa mais a rede paga mais), bem como a estipulação de benefícios de geração próxima da carga.

A reforma também não endereça o problema das ações vultosas relativas ao não pagamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

O MME e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) analisarão as contribuições da consulta pública e chegarão a uma versão final da proposta que poderá ser levada ao Congresso em forma de Medida Provisória (MP) para ganhar tempo e balizar trabalhos da equipe energética do governo no detalhamento da regulamentação, enquanto o Congresso discutiria a versão final da legislação.

Alternativamente, o MME e principais associações do setor elétrico poderiam buscar texto conciso para MP, com agenda mínima de reforma, para evitar grandes discussões no Congresso. Alterações maiores seriam implantadas posteriormente.

Há rumores de que a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) não tem participado das discussões.


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