Título: Contratos de energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR): Análise de oportunidades para realização de Leilões de Energia Existente (LEE) futuros, sob o aspecto de mercado para o consumidor e dos vencimentos futuros

Título: Contratos de energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR): Análise de oportunidades para realização de Leilões de Energia Existente (LEE) futuros, sob o aspecto de mercado para o consumidor e dos vencimentos futuros

Autor: Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxx Orientador: Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx 1° Turma MBE Energia

Resumo

São analisados os vencimentos contratuais no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) no horizonte até 2030. Revisando os mecanismos de contratação de energia e as demais regras do Setor Elétrico, o presente trabalho busca demonstrar que os mecanismos criados para recontratação nos próximos anos podem ser estendidos, mas dentro de certos limites em função da redução dos vencimentos contratuais.

Palavras-chave: Setor Elétrico Brasileiro, Leilões, CCEARs, Usinas Termelétricas, Gás Natural

1. Introdução

Este trabalho tem como objetivo avaliar os vencimentos de Contratos em Ambiente Regulado (CCEARs), no horizonte até 2030, e a partir desta avaliação propor a readequação da política pública do Poder Concedente, visando tornar regular a criação de novos Leilões de Energia Existente, com prazo antecipado de quatro ou cinco anos (LEEs A-4 ou A-5).

1.1 Bases conceituais

A formação inicial do Setor Elétrico Brasileiro foi estruturada, segundo Tolmasquim [1], desde a geração até a distribuição, em atos de concessão isolados entre o concessionário e o poder concedente, que por sua vez poderiam ser representados pelos governos estaduais ou pelo governo federal. Neste período, os serviços foram desenvolvidos sem relevante interferência do Estado.

Uma embrionária política nacional de energia elétrica foi desenvolvida com a aprovação, em 1934, do Código de Águas, normatizando que os aproveitamentos dependeriam de concessão ou autorização do governo federal, mas reconhecia os direitos das empresas estrangeiras em operação.

Apesar da publicação do referido Código, a atuação do Estado como investidor foi tímida até a atuação efetiva na esfera estadual, sendo constituídas empresas como a Centrais Elétricas de Minas Gerais S.A. (CEMIG), Comissão Estadual de Energia Elétrica (CEEE) e posteriormente a criação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A (Eletrobras). Segundo Hage et al [2], estas empresas atuariam majoritariamente no segmento de geração, cujos investimentos eram mais elevados,

enquanto empresas privadas seguiam atuando no segmento de distribuição, onde o capital fixo necessário era relativamente inferior e de menor tempo de amortização.

Passados sessenta anos desde a constituição do Código de Águas, foi iniciado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico (RE-SEB) e a consequente abertura, na década de 90. A partir do princípio da regulação por incentivos, sempre que a competição fosse factível, o Setor Elétrico foi dividido em três segmentos: Geração, Transmissão e Distribuição. Apesar de mantida a condição de despacho centralizado (neste caso pelo Operador Nacional do Sistema – ONS), instituiu-se o Mercado Atacadista de Energia (MAE) para realizar as transações de compra e venda de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional entre os agentes participantes.

No entanto, o novo modelo do Setor Xxxxxxxx sofreu um grande golpe com a redução das afluências para as hidrelétricas, acusando uma incapacidade do sistema de geração para atender a demanda em 2001. Porém, para Xxxxxx [3] a razão principal do racionamento não foi a hidrologia desfavorável, mas sim a transferência da responsabilidade de expansão da oferta energética, que antes era das empresas geradoras (federais) seguindo um planejamento centralizado, para o mercado.

“Sem o devido preparo, uma profunda mudança conceitual estava em curso. Como as geradoras eram empresas do âmbito federal, fica claro que a responsabilidade da expansão, da noite para o dia, deixou de ser um programa do estado para ser um programa do “mercado”. Num país de dimensões continentais, repleto de desigualdades, com amplos espaços a serem incorporados ao sistema interligado, atribuir à vontade dos novos capitais que recém adquiriam as empresas distribuidoras foi, no mínimo, temerário”.

Após os efeitos do racionamento, os aprendizados obtidos na Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica e uma nova vertente política, foram estabelecidas novas regras, mas sem causar ruptura estrutural nos pilares da desverticalização e competição estabelecidos na década de 90. De acordo com Born [4], houve o entendimento de que a expansão deveria ser ancorada por sistema de project financing. Desta forma, visando o aprimoramento do arcabouço regulatório e institucional, em 2004, o mecanismo de contratação dos consumidores regulados passou a ocorrer por meio de leilões de energia elétrica e com a celebração de contratos de longo prazo nas quais as distribuidoras representam estes consumidores.

A comercialização de energia elétrica passou a contar com dois Ambientes de Contratação, a saber: Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL). O ACR é o mercado na qual as distribuidoras de energia elétrica contratam energia para seus consumidores, chamados cativos, e que tem os custos destes contratos repassados como parcela da chamada Tarifa de Energia (TE). A TE, por sua vez é uma componente da Tarifa da Distribuidora junto com a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição). Já o consumidor livre obtém seus contratos de forma bilateral com geradores ou comercializadoras, sem intermediação das distribuidoras. No entanto, grandes parcelas destes consumidores livres pagam, além dos custos dos contratos bilaterais firmados, a TUSD.

Cabe ressaltar que somente alguns consumidores, ou grupo de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, podem realizar contratações no ACL. Conforme definido no Decreto n° 5.163 de 2004, “As relações comerciais entre os agentes no ACL serão livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica, onde estarão estabelecidos, entre outros, prazos e volumes.” Desta forma, um agente consumidor que está no ACR pode realizar migração para o ACL, caso seja elegível de acordo com as regras vigentes e encontre economicidade entre os preços praticados no ACL e a Tarifa de Energia no ACR.

No que diz respeito à contratação no ACR, os Leilões são centralizados e organizados pelo Poder Concedente (MME). O regramento atual sobre a realização de Leilões de energia elétrica está contido no Decreto n°5.163/2004, na qual regula a Lei n°10.848/2004. De forma resumida,

são estruturados dois tipos de leilões de contratação: Leilões de Energia Nova (LEN), para energia proveniente de usinas em projeto ou construção; ou Leilões de Energia Existente (LEE), para energia proveniente de usinas em operação. Conceitualmente, os leilões de energia nova visam atender ao crescimento do consumo das distribuidoras em um momento futuro, enquanto os leilões de energia existente visam recontratar os vencimentos de CCEARs das distribuidoras.

Com relação aos Leilões de Energia Existente, o Decreto n°5.163/2004 estabelece que poderão ser promovidos certames com prazo de até cinco anos de antecedência do início de suprimento. Cabe lembrar que, até o ano de 2016, nunca ocorreu um certame com antecedência maior que um ano, apesar de ser permitido a realização de Leilões de Energia Existente com antecedência máxima de até cinco (05) anos, de acordo com Decreto n° 5.163 de 2004. O aumento desta flexibilidade na contratação foi inserido por meio do Decreto n° 9.143 de 2017 e desde então foram realizados Leilões A-1 e A-2 de Energia Existente regularmente.

A Tabela 1, abaixo, mostra um resumo das reformas do Setor Elétrico Brasileiro ao longo dos anos.

Tabela 1 – Evoluções do modelo setorial

Caracterísiticas	Modelo Antigo (até 1995)	Primeira Reforma (1995 a 2003)	Segunda Reforma (Xxxxx Xxxxxxxxxxx Atual)
Financiamento	Com recursos públicos	Com recursos públicos e privados	Com recursos públicos e privados

Empresas Verticalizadas

Divididas por atividade (Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização)

Divididas por atividade (Geração, Transmissão, Distribuição, Comercialização, Importação e Exportação)

Capital

Predominantemente Abertura Econômica e ênfase na

estatais

privatização

Empresas Estatais e Privadas

Estrutura de

Mercado

Monopólios, ausência

de competição

Competição na Geração e na

Comercialização

Competição na Geração e na

Comercialização

Consumidores Apenas cativos Livres e cativos Livres e cativos

Preços

Regulados em todos os segmentos

Livremente negociados na Geração e na Comercialização

ACL: livre negociação

Tipos de Mercado

Regulado

Livre

Convivência entre mercados

livre e regulado

ACR: leilão e licitação pela menor tarifa

Planejamento Determinativo (GCPS) Indicativo (CNPE) Planejamento pela Empresa de

Pesquisa Energética (EPE

Obrigatoriedade de contratação de energia pelas

Sobras e Déficits de

100% do mercado Rateados entre

85% do mercado (até ago-2003)

95% do mercado (até dez-2004) 100% Mercado + Reserva

Liquidados na CCEE

Energia

compradores Liquidados no MAE

MCSD para Distribuidoras

Fonte: xxx.xxxx.xxx.xx , acessado em 24/03/20201

1 Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - Este mecanismo permite uma troca de contratos entre as distribuidoras: distribuidoras com sobra contratual podem ceder seus contratos para outras deficitárias, beneficiando ambas, ou até mesmo devolver para os geradores, tomando por base as regras e limites estabelecidos.

Portanto, desde o novo marco do Setor Elétrico em 2004 foram realizados diversos Leilões de Energia Existente buscando realizar a cobertura contratual do consumo das distribuidoras.

Cabe distinguir neste trabalho as formas de celebração contratuais disponíveis no atual marco regulatório, que são os Contratos por Quantidade (CCEAR-Q) e por Disponibilidade (CCEAR-D). Esta distinção se faz importante, visto que as Usinas Termelétricas (UTEs) buscam realizar somente contratos por disponibilidade.

A diferença básica das modalidades de contratação está no risco assumido pelo comprador (ou vendedor). No CCEAR-Q o risco de geração pertence ao vendedor, ou seja, se este agente vender 100 MWmédios ele terá que entregar esta energia gerando, ou em caso de não conseguir entregar a energia física, contratando de outro agente ou liquidando no Mercado de Curto Prazo ao preço spot, acrescido de margem no fechamento do mercado. Este modelo de venda não se torna atrativo para agentes termelétricos pois impõe grandes riscos de despachos, associados ao Custo Variável Unitário (CVU) das UTEs. Para mitigar estes riscos, os agentes teriam que ofertar grandes preços, o que desestimula a contratação pelo consumidor. No entanto, como o Setor Elétrico necessita do recurso da complementariedade energética das UTEs, o Poder Concedente criou a modalidade de contratação por disponibilidade. Nesta modalidade, é oferecido ao consumidor o direito de comprar energia até o limite do custo variável unitário da usina em troca de um pagamento fixo, mensal.

Além desta Introdução, o capítulo 2 abordará a metodologia do levantamento de dados e informações disponíveis, enquanto o capítulo 3 mostrará a avaliação destes contratos, os vencimentos futuros, bem como o tratamento, dado pelo Poder Concedente, destes contratos por vencer. Por fim, o capítulo 4 terá como objetivo a conclusão das avaliações levantadas, bem como sugestões de aprimoramentos dos estudos.

2. Metodologia

O levantamento das informações que embasarão este estudo ocorrerá por meio da base de dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) [5], Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) [6] e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) [7]. Estas informações dizem respeito ao histórico e evolução das contratações de energia realizado pelas distribuidoras de energia elétrica, seja por meio de cada Leilão realizado no Ambiente de Contratação Cativo (ACR), seja pelos contratos firmados no Programa Prioritário de Termoeletricidade – PPT, além dos eventos recentes de consumo de energia causado pelos efeitos da COVID-19.

Dois aspectos serão avaliados neste Trabalho: o (i) histórico dos movimentos de recontratação da energia cujos contratos se encerraram a partir de 2013, até o presente; e (ii) avaliação dos vencimentos contratuais futuros e as medidas possíveis de recontratação. Este comportamento será avaliado de acordo com os movimentos recentes de mercado, os aspectos regulatórios, bem como as visões de futuro para o mesmo para que assim possa se chegar a uma conclusão sobre a possibilidade de realização de Leilões futuros visando a adequação dos vencimentos contratuais.

3. Resultados

A realização do levantamento das informações, por si só, não responde o comportamento do mercado. O Setor Elétrico Brasileiro é bastante dinâmico no que diz respeito aos aspectos regulatórios. Mudanças nas regras, bem como a mudanças conjunturais que impactam no consumo de eletricidade afetam o mercado.

3.1 Evolução dos vencimentos de CCEARs dos Leilões de Energia Existente e as reposições contratuais

Os dados do gráfico abaixo mostram, de forma agregada, a evolução dos CCEARs das distribuidoras oriundas dos Leilões de Energia Existente, somente. A segregação está feita nas modalidades quantidade (CCEAR-Q) e disponibilidade (CCEAR-D).

Gráfico 1 – Histórico e evolução do volume dos CCEAR

Fonte: Elaboração própria com base em [5]

O Gráfico 1 mostra que no período de 2005 até 2012 houve grande evolução dos volumes de energia contratada pelas distribuidoras. Isto se explica pela escalada de contratações que ocorreu nos Grandes Leilões de Energia Existente, iniciados com a reforma do Setor em 2004 (neste caso o 1° LEE). Este grande Leilão de Energia Existente, em conjunto com os primeiros Leilões de Energia Nova, buscou cobrir o consumo das distribuidoras de energia. Estes contratos tinham previsão de período de suprimento de 8 anos a partir dos anos de 2005, 2006 e 2007.

No entanto, observa-se que na medida em que estes contratos se encerram, não há contratação de novos volumes para reposição contratual. De forma não exaustiva, entende-se que dois dos principais fatores impactaram em uma redução do volume de contratos de energia existente no portfólio das distribuidoras: a queda no consumo no período recente e a alocação de cotas de garantia física2 de Usinas Hidrelétricas (UHEs) atingidas pela Lei n° 12.783 de 2013 (L12783).

Pelo lado da demanda, segundo dados da CCEE [8], o crescimento médio do consumo no ACR foi de 0,25% no período de 2013 a 2019. De fato, fatores exógenos como a migração de consumidores do mercado cativo para o livre impactou no crescimento deste ambiente de contratação, bem como os altos reajustes tarifários observados a partir de 2015. No entanto, talvez a atividade econômica reduzida neste período tenha sido o principal fator que justifica a pequena taxa de crescimento neste ambiente de contratação.

Esta redução da demanda neste período contribuiu para um cenário de sobras contratuais das distribuidoras. Isto por que foram realizados Leilões de Energia Nova no passado, como os Leilões de empreendimentos estruturantes, A-5 de 2014 e A-5 2015, nas quais os volumes de

2 Montante, em MWmédios, correspondente à quantidade máxima de energia relativa à Usina que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008.

energia declarados pelas distribuidoras de energia consideravam uma expectativa de crescimento mais otimista. Esta alocação de sobras contratuais para atender uma demanda projetada, que não ocorreu, impactou também nos volumes de recontratação.

Já pelo lado da oferta, com a publicação da Medida Provisória n° 579 de 2012, depois convertida na Lei n° 12.783 de 2013, permitiu a alocação de cotas de garantia física nas distribuidoras de energia elétrica. Esta alocação ocorre de forma antecipada ou não, a depender da escolha do concessionário, impactando em diferentes volumes de energia.

Atualmente há 69 usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, que podem ser separadas em três grupos: 34 usinas com contratos de concessão prorrogados, 1 usina na condição de prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica e 34 usinas com contratos de concessão celebrados mediante leilões. A garantia física das usinas do primeiro e segundo grupo estão 90% alocadas nas distribuidoras (10% é reserva de risco hidrológico). Para o grupo das 34 usinas com contratos de concessão celebrados mediante Leilões, não estão alocados 100% no ACR, visto que a atualização do marco regulatório permitiu ao concessionário comercializar parte da energia no mercado livre de energia (ACL). Como consequência, o volume total de energia alocado nas distribuidoras para o ano de 2020 é da ordem de 10,7 GW médios de garantia física.

Estes volumes passaram a ser alocados nas distribuidoras, à medida que os contratos de concessão das UHEs foram vencendo, tendo como consequência imediata a redução da recontratação dos contratos vincendos neste período. Cabe ressaltar que muitos destes volumes de cotas, tratavam-se de conversão de energia que estava alocada nas distribuidoras por meio de CCEARs, mas que foram incluídas como cotas em tarifa diferenciada e homologada pela ANEEL.

3.2. Vencimentos de contratos a partir de 2023

Como os ajustes da reforma do mercado da década de 90 completarão vinte anos somente em 2024, nesta data é que o setor elétrico começará a sentir os efeitos destes vencimentos contratuais firmados nos primeiros leilões de energia nova, bem como os contratos oriundos do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT).

O Programa Prioritário de Termoeletricidade foi instituído pelo Governo Federal em 2000, a partir da edição do Decreto nº 3.371/2000, depois complementado pela Portaria MME nº 43/2000 [9]. Diferente dos CCEARs, os contratos PPT foram estruturados para estimular a expansão do parque gerador termoelétrico. A intenção original do Governo Federal era estrutural, qual seja, em promover um aumento da capacidade de geração de energia termoelétrica no país, notadamente pelo emprego do gás natural como combustível. Neste modelo, alguns projetos foram bem- sucedidos e entraram em operação ao longo dos anos 2000. Os contratos de energia destes empreendimentos eram firmados com as distribuidoras, enquanto a garantia de suprimento de gás natural era realizada pela Petrobras.

Portanto, tanto os CCEARs, quanto os contratos do PPT vincendas nos próximos anos estão ligados exclusivamente aos empreendimentos termelétricos, visto que o período de contrato firmados à época era de quinze anos para os CCEARs e vinte anos para os contratos PPT.

Com base de dados coletados tanto por [5] e [6] foram levantados os contratos firmados dos agentes com as distribuidoras de energia elétrica, conforme mostrado no gráfico abaixo.

Gráfico 2: Evolução dos volumes de vencimentos de CCEARs de UTEs, por ano e agregado por fonte

Observa-se do gráfico 2, acima, que nos próximos anos ocorre o vencimento de grandes volumes de CCEARs, vinculados à UTEs movidas a carvão mineral, Óleo Diesel e Combustível (OC/OD), Biomassa e Gás Natural. Após este período, praticamente não existem vencimentos de CCEARs de UTEs, até o ano de 2033.

A redução de volume nos anos de 2025 a 2028 e o hiato de vencimentos de CCEARs após esse período pode ser explicado por fatores como:

(i) A não entrada em operação física de UTEs vencedoras movidas a combustíveis líquidos (OC/OD) do 5°, 6° e 7° Leilão de Energia Nova, realizados entre os anos de 2007 a 2009 e com prazo de vencimento em 2026 e 2027;

(ii) Desenvolvimento e priorização de grandes aproveitamentos hidráulicos, ainda existentes, como Santo Antonio, Xxxxx Xxxxx, Santo Antonio do Jari e Belo Monte;

(iii) Não ter havido oferta em quantidade suficiente de projetos maduros de UTEs movidas a Gás Natural aptas a participar em leilões de energia nova.

Observa-se do Gráfico 2 que um grande volume de UTEs movidas a Óleo Diesel e Combustível possuem vencimentos nos anos de 2023 e 2024. Esta visão pode ser melhor caracterizada nos gráficos 3 e 4, abaixo, com a evolução do Custo Variável das Usinas – CVU (em MWh) com o volume de energia contratada (em MWmed). Os valores de referência do CVU é de Fevereiro de 2020.

O CVU é o custo variável de geração de uma usina, em R$/MWh, na qual estão incluídos. Deve incluir gastos com combustível e de O&M, mas não considera custos fixos ou remuneração do investimento.

Gráfico 3: Evolução do CVU pelos volumes de vencimentos de CCEARs de UTEs nos anos de 2023 e 2024

Cabe observar que, diferentemente dos anos 2023 e 2024, grandes volumes de CCEARs com previsão de vencimento nos anos seguintes estão vinculados à UTEs movidas a carvão mineral.

Observando somente os CVUs das UTEs com vencimentos contratuais entre 2025 e 2028 (histograma abaixo), pode-se perceber um baixo volume de energia vendida atrelado à UTEs com CVUs elevados (> R$700/MWh). Estes volumes são relativos a algumas poucas UTEs movidas a Óleo.

Histograma dos CVU das UTEs com contratos vincendos de 2025 a 2028

O volume de energia contratado referente ao combustível carvão mineral está associado a três UTEs: Porto Itaqui, Porto do Pecem I e Porto do Pecem II. Estas usinas possuem baixo CVU, na ordem de 150 R$/MWh. Cabe ressaltar que estas usinas possuem como combustível o Carvão Mineral importado e não possuem o benefício do subsídio da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

3.3. Haverá espaço para recontratação destas UTEs?

3.3.1 Dispositivo Legal

De acordo com o marco obrigatório do Setor, a necessidade de reposição dos contratos vincendos pode ser feita por meio do Leilões de Energia Existente. No entanto, pelo conceito vigente, até o ano 2016 esta forma de contratação era praticamente obrigatória, devido aos mecanismos que obrigavam as distribuidoras a recontratar 96% dos vencimentos contratuais observados no ano A-1. A lógica era de obrigar as distribuidoras a contratar como energia nova somente o acréscimo da demanda, obrigando a recontratação de energia existente para atender a demanda também existente.

No entanto, sem esta obrigação, as distribuidoras poderiam contratar energia nova em excesso, forçando uma expansão desnecessária da oferta, para depois, se houvesse sobra, deixar de renovar os contratos de energia existente quando estes vencessem, segundo estudo da consultoria especializada PSR3 [10]. O resultado potencial seria uma expansão ineficiente, com o excesso de energia existente indo para o ACL, que pelo excesso de oferta passaria a ter preços reduzidos, enquanto o ACR seria atendido quase exclusivamente com energia nova e, portanto, passado este a arcar com energia mais cara, devido à necessidade de remuneração dos novos investimentos. Esta visão tem sido desafiada com o recente aumento da competitividade dos projetos de energia eólica.

Este movimento já ocorreu, de certa forma, conforme comunicado ao mercado pela Light [11], em 18 de outubro de 2019, após a realização do 30° Leilão de Energia Nova, A-6 de 2019. A distribuidora Light, na ocasião deste leilão, adquiriu energia no montante total de 449 MWmédios, com início em 2025. De acordo com o comunicado, “essa energia irá substituir contratos atualmente em vigor que possuem vencimento em dezembro de 2024 e preço médio atualizado pela inflação de cerca de R$280,00/MWh, representando assim uma redução de aproximadamente 38%.”

Como efeito, hoje as distribuidoras irão contratar efetivamente a energia necessária para ajustar os seus portfólios contratuais na medida que seus contratos forem vencendo. No entanto, muitas destas usinas ainda são importantes para a operação e garantia energética do Sistema Elétrico Brasileiro e o Planejador indica a necessidade desta fonte nos seus Planos de Expansão da geração de energia elétrica.

3.3.2 Visão do Planejador

Anualmente a Empresa de Pesquisa da Energética – EPE, publica o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE, cujo “objetivo primordial é indicar, e não propriamente determinar, as perspectivas, sob a ótica do Governo da expansão do setor de energia no horizonte de dez anos, dentro de uma visão integrada para os diversos energéticos. Tal visão permite extrair importantes elementos para o planejamento do setor de energia, com benefícios em termos de aumento de confiabilidade, redução de custos de produção e redução de impactos ambientais”. O último documento publicado e vigente é o PDE 2029 [12].

Em uma visão do parque gerador, a EPE busca indicar uma expansão ótima da oferta de energia visando a atender às principais restrições operativas para o atendimento à demanda, mas objetivando minimizar o custo total do investimento e operação do Sistema. Isto por que é possível atender a segurança energética e de potência dos sistemas elétricos com 100% de confiabilidade, mas a um custo extremamente elevado para a Sociedade.

Este estudo busca indicar este atendimento, de forma ótima, mas indicativa, como citado anteriormente, e para tal, são utilizadas ferramentas como o Modelo de Decisão de Investimentos (MDI), desenvolvido pela EPE, o modelo Newave visando realizar a simulação da operação da operação. O fluxograma abaixo mostra o processo de expansão da oferta de energia elétrica [12]:

3 A PSR é uma empresa de consultoria especializada, na qual vem oferecendo soluções tecnológicas e serviços de consultoria técnica nos setores de energia elétrica e gás natural (E&G) em diversos países desde 1987. xxxxx://xxx.xxx-xxx.xxx/xx/

Fluxograma do processo de expansão da oferta de energia elétrica (EPE)

Como premissa, a EPE realiza o levantamento da configuração inicial do sistema, da infraestrutura de energia (transmissão e geração) contratadas, a evolução do comportamento do consumo de energia elétrica e o levantamento dos recursos disponíveis.

Com relação ao parque gerador existente, o PDE 2029 indica que muitas destas usinas terão tratamento como candidatas ao suprimento do Sistema Elétrico, conforme citado abaixo:

(i) As usinas termelétricas movidas a óleo diesel B e óleo combustível, que têm seus contratos (CCEAR) findados no horizonte da simulação foram retiradas do sistema nas datas de término dos respectivos contratos. No caso das usinas que não possuem CCEAR, as mesmas são removidas após 25 anos em operação;

(ii) As termelétricas a Gás Natural integrantes do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) e/ou com contratos no ambiente regulado (CCEAR) são removidas do sistema na maior data entre o término do seu respectivo contrato e o fim do PPT, que possui prazo estabelecido de 20 anos a partir da entrada de operação comercial da UTE, conforme disposto no Decerto nº 3.371/2000. No mês seguinte após serem retiradas, essas usinas tornam-se candidatas à expansão com um custo de investimento definido por um CAPEX de 40% de uma UTE a Ciclo Combinado nova, representando a possibilidade de realização de um retrofit obras de melhorias de eficiência e/ou alteração de características técnicas. Para essa oferta de expansão, o CVU foi revisado considerando: (a) o preço de referência do GNL utilizado para as termelétricas indicativas totalmente flexíveis, e (b) o consumo específico de cada uma delas de acordo com o Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural do mês de janeiro de 2019;

(iii) As termelétricas a Gás Natural, sem CCEAR e sem PPT, foram retiradas após 25 anos em operação comercial, representando o fim do período de vida útil considerado e, de forma semelhante ao adotado para as usinas do PPT e/ou com CCEAR, elas tornam-se candidatas a expansão a partir do mês seguinte à retirada,

com as mesmas premissas para composição do CAPEX e de revisão do CVU mencionadas no caso anterior;

(iv) As usinas a carvão mineral são retiradas do sistema no final de 2027, em função do término da CDE, tornando-se candidatas a expansão a partir do início de 2028, com CAPEX de 40% de uma nova UTE a Carvão e revisão do CVU considerando estimativa de aumento de custo relativo à perda do benefício da CDE.

Ao se tornarem “candidatas” para o suprimento eletroenergético do Sistema, estas usinas existentes concorrem com novos projetos termelétricos e de demais fontes como a eólico e solar. A tabela abaixo mostra a evolução da contratação das UTEs que foram enquadradas nas considerações listadas acima, após a realização dos estudos de modelagem.

Tabela 1 - PDE 2029 – Expansão Indicativa de Referência (Valores em MW de capacidade instalada)

Fontes	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
Térmica - Retrofit	249	1.116	1.116	3.153	4.977	6.110	6.610	6.788	6.788
Biomassa + Biogás	0	0	180	460	740	1.020	1.300	1.580	1.860
Eólica	0	0	3.000	6.000	9.000	12.000	15.000	18.000	21.000
Hidráulica	0	0	0	0	0	385	803	1.298	1.819
PCH	0	0	000	000	000	1.200	1.500	1.800	2.100
Fotovoltaica	0	0	1.000	2.000	3.000	4.000	5.000	6.000	7.000
Térmica	0	0	0	3.872	6.164	9.709	12.830	15.854	20.997

Da tabela acima, pode-se extrair que o planejador enxerga valor em parte dos ativos existentes e que estes ainda podem garantir o atendimento dos requisitos do Sistema. Cabe ressaltar que, apesar da indicação da não consideração das UTEs movidas a Óleo Diesel e Combustível, o Poder Concedente tem adotado medidas concretas de forma a permitir que estes agentes se adequem e assim possam competir nos Leilões de Energia.

3.3.3 Ações concretas: diretrizes para realização dos Leilões de Energia Existente A-4 e

A-5

Em 2019, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou as Portarias MME n° 389 e 428, criando e regulamentando a realização de dois Leilões de Energia Existente, a saber: LEE A-

4 e XXX A-5. Estes leilões foram criados para equacionar a situação a seguir, conforme diagnosticado pelo MME e Empresa de Pesquisa Energética (EPE) [13] e [14]e citado na Consulta Pública n° 79/2019 (CP 79/2019):

"A partir de 2021 está previsto o encerramento de volumes significativos de contratos de energia vinculados a usinas termelétricas, incluindo CCEARs provenientes dos leilões de energia nova realizados em 2005, 2006 e 2007, bem como contratos remanescentes do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT. Trata-se de empreendimentos a carvão mineral, gás natural, óleo diesel e óleo combustível que fornecem um conjunto de atributos e serviços indispensáveis ao sistema. ”

Outra alteração específica para este certame consiste em permitir a participação de novos empreendimentos, desde que suas entradas em operação comercial ocorram antes do início contratual da entrega de energia. Esta possibilidade cria oportunidades para que agentes que possuam UTEs com seus contratos vencendo nos próximos anos possam participar destes leilões, conforme também indicado em relatório e nota técnica da EPE [13] e [14].

"(...) Uma parte considerável do parque termelétrico com contratos vincendos nos próximos anos apresenta equipamentos em fim da vida útil e/ou baixa eficiência (quando comparados ao estado da arte). Além disso, diversas plantas utilizam óleo combustível e óleo diesel para geração, combustíveis que não têm sido mais permitidos nos leilões de geração do ambiente regulado, por razões de política energética, socioambientais e pelo alto custo de geração para o sistema. Nesse sentido, a proposta de realização do Leilão de Energia Existente A-5 deverá criar condições necessárias para a participação de empreendimentos termelétricos existentes modernizados. O objetivo é que os responsáveis pelas plantas antigas tenham a opção de realizar um retrofit do empreendimento, considerando a substituição por equipamentos mais modernos e eficientes, além de permitir a mudança de combustíveis para opções de menor custo e com menor emissão. A possibilidade de participação de usinas existentes modernizadas aumentaria a competição no certame e teria impacto direto na redução de custos para o consumidor. Considerando sinais econômicos coerentes e eficientes, com o fim dos contratos de térmicas existentes, é provável que parte desse potencial não se mostre viável e deixe de existir. Por essa razão, é importante a participação de empreendimentos novos no Leilão que garantam a reposição dos contratos e que também contribuam para o aumento da competição do certame. (...)"

O Relatório da EPE citado, também destaca que, dentre os contratos a serem encerrados em 2023 e 2024, há uma quantidade considerável na modalidade por disponibilidade de fontes termelétricas, com elevados Custos Variáveis Unitários (CVUs) e isto pode ser verificado pelo gráfico 2.

3.3.4 – Efeito COVID-19 e suspensão dos Leilões de Energia A-4 e A-5 de Energia Existente

Com o advento da COVID-19 e seus efeitos na economia global, houve desdobramentos no mercado de eletricidade, com impacto no consumo e gerando incertezas diversas por toda a cadeia.

O principal impacto observado no setor elétrico foi na redução do consumo de energia elétrica. A adoção de restrições por parte do Governo brasileiro levou à redução da dinâmica de vários elos da indústria, comércio e serviços. Desta forma, o consumo de energia elétrica teve redução de mais de 10%, em relação ao mesmo período do ano de 2019. O gráfico 4, abaixo, mostra a comparação do consumo dos dias da semana de abril e maio de 2020 em comparação aos valores medidos em 2019. Os dados foram obtidos em [07]

Gráfico 4: Consumo médio 01.04 a 31.05 (2020 x 2019) – MWmedios

A redução do consumo levou à Empresa de Pesquisa Energética, Operador Nacional do Sistema e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica solicitarem à Agência Nacional de Energia Elétrica uma revisão extraordinária das projeções de carga para o quinquênio 2020-2024. Os argumentos utilizados foram praticamente o comportamento recente do consumo de energia elétrica, além de nova projeção do PIB para o Brasil em 2020, passando de zero na revisão anterior para -5,00%. Esta revisão gerou impacto da ordem de 5 GW médios de carga desde a projeção inicial, antes dos adventos da COVID-19 (gráfico 5).

Gráfico 5: Evolução das Projeções de Carga para o Sistema Interligado Nacional 2020-2024

A redução do consumo de eletricidade afetou tanto o mercado cativo quanto o mercado livre. No mercado cativo, como dito anteriormente, cabe as distribuidoras de energia elétrica a declaração da necessidade de volume a ser contratado em cada leilão. Esta queda de consumo somadas às incertezas de recuperação levariam as distribuidoras a adotar postura conservadoras na declaração das necessidades e assim contratar pouca energia, ou não declarar necessidades, caso necessário, em leilão futuro. Desta forma, o Poder concedente emitiu a Portaria n°134 de 2020

suspendendo a realização dos certames de contratação de energia e uma nova data de realização será divulgada oportunamente.

3.3.4 Vencimentos pós 2025: Há espaço para realização de mais leilões no futuro?

A publicação de diretrizes visando a realização de Leilões de Energia Existente com antecedência de quatro (04) e cinco (05) anos foi bem recebido pelo mercado. De fato, a possibilidade de participação de novos projetos permite uma maior competição pelo suprimento energético, na qual pode beneficiar o consumidor final. Pelo lado dos agentes que possuem ativos existente, este tipo de certame realizado de forma antecipada permite maior planejamento visando adequações técnicas e consequente aumento de competitividade.

Caso um agente não seja competitivo mesmo com uso reduzido de montante financeiro para fazer adequações de aumento de competitividade e/ou conversão de combustível, este pode ser substituído por novos projetos de geração. Nos últimos anos, tem-se observado cada vez mais o desenvolvimento de projetos termelétricos com oferta de preços cada vez mais competitivos.

Tomando por base os vencimentos contratuais, esta competição pode ocorrer para os anos de 2026 em diante, conforme mostrado no gráfico 2. No entanto, observando os custos variáveis, mostrado pelo histograma acima, esta necessidade se torna menos crítica, quanto à necessidade de substituição de UTEs movidas a Óleo Diesel e Combustível.

Cabe ressaltar que para o consumidor final os custos não provêm somente do pagamento do CVU quando a UTE é despachada, mas também do pagamento mensal da Receita Fixa para as UTEs. No entanto, pelo pagamento de elevados CVUs, conforme indicado no gráfico 3, levou o poder concedente a adotar ações visando mitigar o pagamento de elevados custos variáveis.

Em um cenário de adoção de matriz mais limpa, a realização dos leilões para o período pós 2025 também pode possibilitar a contratação de fontes mais limpas, em detrimento à geração com combustível a Carvão Mineral. No entanto este tipo de ação não está na agenda do Poder Concedente.

Pode ser tentador para o Planejador organizar tais leilões permitindo a troca direta de UTEs por fontes mais competitivas, como as Eólicas. Mas a própria indicação do PDE 2029 (Tabela 1) indica que se faz necessária a contratação de fontes termelétricas visando garantir atributos nas quais as fontes Eólica e Solar não desempenham. Os relatórios [13] e [14] reforçam esta visão, conforme citado abaixo:

"(...) Tendo em vista que algumas fontes renováveis como solar e eólica têm apresentado preços extremamente competitivos nos últimos leilões de energia nova, uma eventual participação desses empreendimentos no Leilão de Energia Existente A-5 de 2019 certamente resultaria em uma contratação reduzida de usinas termelétricas. Esse cenário traria impactos à segurança da operação do sistema, uma vez que as fontes eólica e solar não são capazes de fornecer, por exemplo, atributos como capacidade, flexibilidade e despachabilidade, presentes nos empreendimentos termelétricos. (...)

Adicionalmente, também cabe destacar que: (i) a oferta de projetos novos a biomassa foi significativamente menor nos últimos leilões, quando comparadas a empreendimentos a gás natural por exemplo, pouco contribuindo para a competição nos leilões; e (ii) diversos empreendimentos a biomassa despacháveis que venceram nos leilões de 2013, 2014 e 2015 não entraram em operação comercial, por uma série de motivos, frustrando a demanda das distribuidoras.

Pelo exposto, entendemos que usinas a biomassa com CVU diferente de zero não deveriam participar do Leilão de Energia Existente A-5 de 2019. (...)

Conforme dito no Item 3.3.1, a realização de Leilões desta natureza vai depender exclusivamente da necessidade de contratação das distribuidoras de energia elétrica. Em um mercado equilibrado e com crescimento sustentável da demanda de energia elétrica a recontratação ocorre de forma natural, seja por UTEs existentes com ciclo de vida ampliado, seja por novos projetos, mais competitivos. No entanto, alguns movimentos podem causar desequilíbrio contratual das distribuidoras, ou até mesmo reformas estruturais. Este trabalho não aprofundará nos pontos em questão, mas abordará os conceitos e possíveis impactos:

(i) Alocação de Cotas Futuras: conforme citado, as regras da Lei n°12.783 de 2013 indicam que as UHEs com o período de concessão vincendas terão a energia convertida em cotas para as distribuidoras. A alocação de cotas no portfólio das distribuidoras de energia reduz a necessidade de recontratação destas em Leilões futuros.

(ii) Leilão de Ponta: Nos últimos anos, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE passou a considerar a necessidade de atendimento à ponta nos seus estudos de expansão. Segundo o Plano Decenal de Expansão – PDE 2029, há a necessidade de potência entre 0,8 GW e 3,8 GW até em 2024, dependendo do crescimento do PIB, com o indicativo de atendimento por UTEs movidas a gás natural, de ciclo aberto. Apesar de hoje não existirem mecanismos de contratação de potência, diversas ações neste sentido estão sendo discutidas para que este atributo seja considerado e contratado, tais como Estudos direcionados, Consultas Públicas (ex.: Consulta Pública MME n° 061 de 2018) e até mesmo a realização de Leilões com este objetivo, mas sem sucesso para contratação, tal como o 3° Leilão de Energia de Reserva. Algumas das UTEs que serão descontratadas, caso não consigam participar do mercado por meio de venda de CCEARs podem conseguir receita neste novo mercado que se desenha.

(iii) Separação do Lastro e da Energia: a partir da Consulta Pública MME n° 033 de 2017, foi colocada a proposta da separação do Lastro da Energia. O conceito da separação do lastro da energia está na contratação do parque gerador para atendimento da demanda necessária, dado um critério de segurança de suprimento. Assim, caso se necessite de atendimento instantâneo (demanda de xxxxx), contrata- se um perfil de geração na qual atenda este requisito e o agente gerador estará disponível para tal, por meio de pagamento fixo de receita. O mesmo ocorre para outros atributos como a garantia energética (proxy do que conhecemos hoje como garantia física) e futuramente o produto flexibilidade. A renda do gerador seria complementada, no caso, também pela sua geração ou venda de contratos para consumidores de forma a se proteger do preço spot da energia.

4. Considerações Finais / Conclusões

O cenário econômico vigente sugere a redução da necessidade de contratação pelas distribuidoras, fato que não indica a necessidade da realização de leilões de energia.

Situação similar ocorreu em um passado recente, com a estagnação do consumo no período de 2015-2019, potencializado pela alocação de cotas de energia de UHEs atingidas pela então Medida Provisória n°579/2012.

Desta forma, será necessária uma recuperação efetiva da economia e, consequentemente, da evolução do consumo de energia elétrica, para que os leilões possuam a efetividade desejada.

A possibilidade da configuração de um novo tipo de Leilão, que contemple a permissão de participação de novos projetos ou de projetos de melhorias, favorecendo ainda mais o argumento de que o consumidor pode ser beneficiado por tecnologias mais eficientes, menos poluentes e até mesmo com maior flexibilidade na matriz elétrica. Os resultados dos Leilões A-4 e A-5 de Energia Existente irão fornecer um bom sinal da adequação do mercado para auferir competitividade das usinas termelétricas existentes frente aos novo projetos.

De forma complementar, observando o cenário futuro, faz sentido a realização e indicação, por parte do Poder Concedente, da realização de Leilões futuros com início de suprimento para períodos após 2025 sob o aspecto do Planejamento e atendimento às necessidades do Sistema Elétrico Brasileiro.

Como sugestão de trabalhos futuros, a avaliação de competitividade de novos projetos frente às UTEs existentes pode ser realizado, principalmente quanto ao desenvolvimento dos diversos modelos de suprimentos e pagamentos de custos fixos.

5. Referências Bibliográficas

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[2] El Hage, Fábio; A estrutura tarifária de energia elétrica: teoria e aplicação. Rio de Janeiro: Synergia: ABRADEE; Brasília: ANEE, 2011.

[3] Xxxxxx, Xxxxxxx Xxxxxxx X’. “O setor elétrico brasileiro – uma aventura mercantil”. Brasília: Confea, 2009.

[4] Born, H.S. Paulo. Reflexões sobre uma arquitetura de Mercado para o Setor Elétrico Brasileiro/coordenado por Xxxxxxx Xxx Xxxxxxxxxxx; Rio de Janeiro: Synergia, 2019. [5]xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxxxx_xxxx_xxxxxxx/xxxxxxx?_xxxXxxxx000000 121744217&_adf.ctrl- state=i2rumlqnw_50#!%40%40%3F_afrLoop%0X000000000000000%26_adf.ctrl- state%3Di2rumlqnw_54

[6] xxxxx://xxx.xxxxx.xxx.xx/xxxxxxxxx-xxx-xxxxxxxxx-xxxxxxxxxx-xx-xxxxxxxxxxxx

[7] Boletim Diário da Operação – ONS. xxxx://xxxx.xxx.xxx.xx/XXXX/XXXXXX/xxxxx.xxx . Acesso em 02/06/2020

[8] Elaboração própria. Dados: Relatório Informercado da CCEE. xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxx_xxxxxxx/x-xxx-xxxxxxx/xxxxxxxxxxx?_xxx.xxxx- state=ushju67na_5&_afrLoop=66583379671605#!

[9] GESEL. Regulação Econômica da Geração Termoelétrica: Formas de contratação e metodologia de cálculo do custo de operação, 2018. PUBLIT SOLUÇÕES EDITORIAIS; Rio de Janeiro

[10] PSR. O DECRETO 8.828 E A LEI DAS CONSEQUÊNCIAS INESPERADAS, Agosto de 2016.

[11] Comunicado ao Mercado. Light SESA adquire 449 MWmédios no Leilão A-6. Rio de Janeiro, 18 de outubro de 2019. xxxx://xx.xxxxx.xxx.xx/xxxxxxxx-xx/xxxxxxx-xx-xxxxxxxxx/

[12] Plano Decenal de Expansão de Energia 2029 / Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energética. Brasília: MME/EPE, 2019

[13] Relatório EPE n° EPE-DEE-RE-056/2019-r0

[14] NOTA TÉCNICA Nº 7/2019/CGCE/DGSE/SEE