O Grupo Técnico (“GT”) de Minas e Energia do gabinete de transição de governo já delineia seus primeiros diagnósticos.
Sob a liderança de Maurício Tolmasquim, nome conhecido na área e aclamado pelo mercado de forma geral, o GT foi estratégico (e de praxe) para abrir os trabalhos com a revelação dos passivos.
Assim, pretende que fiquem previamente escusadas quaisquer indiligências futuras. Ademais, os primeiros pronunciamentos do especializado comitê não foram alvissareiros, mas expuseram um fato incontestável: o rombo setorial é de alta monta.
Comecemos essa retrospectiva nos valendo de uma recentíssima ferramenta criada pela própria gestão da agência reguladora: o “Subsidiômetro”.
No que tange à trajetória de empilhamento da gastança na CDE – desde, pelo menos, 2012, ano de cuja notável MP 579 abriu alas para este paradigma, vale fazer um escrutínio nos números.
Por exemplo, a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) custava R$ 24/MWh em 2012 e passou para R$ 48 em 2022. O pior aconteceu com a valoração da geração de energia, que foi de R$ 169/MWh para notáveis R$ 349. Os encargos explodiram de R$ 36 MWh para R$ 144. Até o custo de distribuição (TUSD) foi duplicado.
Folheando o caderno setorial, chama a atenção também o enfrentamento da gestão das crises de oferta desde 2014 que, se condensadas num gráfico, resta demonstrado como a má alocação do risco hidrológico prejudica o consumidor.
E, na base da “caneta”, o governo fez intervenções, claro – como se, dessa forma, se controlasse oferta x demanda. Entre tais destacam a de 2014, assim como a de 2021, repassando a conta dos “financiamentos” diretamente ao cliente.
É fato, não existe almoço grátis. E o passado, que nos trouxe que esses tentos da Conta ACR e da Conta Covid funcionaram, com efeito, como uma espécie de “buffer” tarifário.
Todavia, a conta chega (e está chegando), sempre com a oneração monumental do mercado cativo (embaixo das distribuidoras).
Neste momento, peço para que o leitor guarde suas pedras, pois o comentário a seguir não vem afrontar a necessária transição energética. Contudo, não há como se negar que são expressivos os números dos subsídios às fontes incentivadas.
Apenas sobre o período em comento, podemos ver a curva saltando de R$ 948 milhões para R$ 8 bilhões (sem contar o que já foi outorgado entre 2020 e 2022 – há 160 GW em análise). A repercussão tarifária promete efeitos pesados para o ACR.
E ainda, nesta seara, ainda cabe mencionar que o PL 2703/22 passou na Câmara. A contabilização do sobre-ônus, por ora, ainda é impossível de calcular.
Já que fizemos honrosa menção à casa parlamentar, esta não poderia deixar de ter seu devido destaque – visto que famosa criadora de jabutis.
Relembra-se, de plano, da lei de privatização da Eletrobrás. As emendas que obrigam a contratação de termelétricas em locais distantes que não possuem fornecimento de gás natural formatam a cifra de R$ 368 bilhões.
E, como o citado rol não é exaustivo, há mais buracos na peneira setorial que criou vultosos desfalques regulatórios.
Em que pese todo cenário acima exposto, sob a perspectiva do copo meio cheio, não podemos olvidar que a transição energética terá uma faceta de transformação social e desenvolvimento; o setor de energia verde deverá gerar mais de 29 milhões de empregos no mundo até 2030, segundo estimativa da Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA).
Como tendência para 2023, se tem alta expectativa que a utilização de energia fotovoltaica continue desenhando a curva exponencial.
A figura do “prossumidor” que vem se firmando nos últimos anos com cada vez mais protagonismo na matriz energética nacional e se versatiliza nos arranjos de geração distribuída, contratos de renovável por assinatura e no consagrado “APE”.
Ainda no ramo das renováveis, marcaremos um encontro com os leitores para confirmar se as tendências se concretizaram, mas impõe-se como certeza o crescimento e difusão das tecnologias que se valerem do Hidrogênio Verde e dos Recursos Energéticos Distribuídos, entre os quais se fará uma pequena explanação da modalidade de “armazenamento”.
Por dedução lógica, o incremento da participação da geração não controlável tem como decorrência, a necessidade de agregar ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”) os ditos recursos, capazes de facilitar a manutenção do equilíbrio entre oferta e carga.
Sendo assim, nos atina como igualmente lógico que o SIN necessitará contar, no futuro, com “storage” sob a forma de baterias ou de usinas hidrelétricas reversíveis.
Estes sistemas podem ser instalados sob diversos arranjos, podendo ser junto à geração centralizada ou, até mesmo, na carga (próximo ou dentro da UC, por exemplo).
A difusão dos sistemas de armazenamento é considerada essencial para a inserção de oferta energética não controlável em larga escala, permitindo a expansão das fontes renováveis e a transição energética otimizada com menores ônus para o consumidor final.
Decerto que os benefícios econômicos do armazenamento podem ser previstos no planejamento oficial utilizado pelo poder concedente, o Plano Decenal de Expansão, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética.
No entanto, mesmo que demonstrado que a implantação de sistemas de armazenamento em larga escala é a alternativa ideal para a expansão do sistema ao mínimo custo, na prática, os ditos projetos ainda não apresentam viabilidade ótima para os investidores.
Isso porque a legislação e a regulação ainda não contemplam um modelo seguro de remuneração do “armazenador” pela prestação de todos os serviços que ele pode oferecer ao sistema.
A carência normativa dificulta a tomada de decisão de investimento em ativos que permitiriam uma descarbonização mais acelerada da matriz energética, razão pela qual se entende que deveria ser ampliado o debate em torno das alterações legais e regulatórias que poderiam incentivar, de forma mais segura, esses tipos de projetos.
Como arremate, tem-se que, há grande expectativa no entorno do PL 414/21, que trata da modernização do setor elétrico.
A publicação de uma lei que dispusesse sobre as todas as novas possibilidades ora citadas (além das demais dimensões do projeto de lei) seria uma inigualável oportunidade de fomentar a aceleração energética no contexto da renovabilidade, o que, nos colocaria no mapa com um papel preponderante na transição (em prol do país e de todo o globo).
Leia mais de Daniel Steffens:
-
COP27: “Convocação oficial do time da transição energética (com segurança de suprimento)”, por Daniel Steffens
-
“Mercado livre emancipa “tensões” e “cargas” do Setor de Energia”, por Daniel Steffens, do Urbano Vitalino
-
“As duas faces da moeda: Preço/modelo – Preço/oferta”, por Daniel Steffens, do Urbano Vitalino Advogados
Advogado com 20 anos de experiência no setor elétrico, Daniel tem especialização em Business Law e Direito de Energia. Professor convidado na FIA Business School – USP para o módulo de “Legislação do Setor Elétrico” no Curso de Gestão de Ativos de Energia e Ex-gestor regulatório de multinacionais de energia.
