MME quer rever encargo de reserva de capacidade e melhora do sinal de preço

O Ministério de Minas e Energia planeja avançar na revisão da alocação do Encargo de Reserva de Capacidade (Ercap) para aproximar o custo pago pelos consumidores da necessidade que cada perfil impõe ao sistema elétrico. Segundo João Daniel Cascalho, secretário de Energia Elétrica do MME, a regra atual pode produzir um sinal contrário à resposta da demanda, ao fazer com que consumidores com maior demanda em horários de menor necessidade sistêmica paguem menos pelo encargo.

Durante participação no Encontro Nacional de Agentes do Setor Elétrico (Enase), organizado pelo CanalEnergia nesta quarta-feira, 17 de junho, Cascalho afirmou que o governo vê espaço para tratar o tema por meio de medidas infralegais ainda neste semestre, junto com outras discussões relacionadas à formação de preço, resposta da demanda, abertura de mercado e modernização dos modelos do setor elétrico.

Segundo o secretário, o desenho atual do encargo não sinaliza adequadamente o custo do atendimento nos momentos em que o sistema mais precisa de potência e flexibilidade. Ele citou como exemplo um consumidor com demanda máxima no meio da tarde, que hoje paga menos Ercap, embora o incentivo econômico devesse estar mais associado ao comportamento de consumo nos horários críticos do sistema.

“O encargo naturalmente deveria ser maior para aquele consumidor de ponta”, afirmou. Segundo Cascalho, o objetivo é caminhar para um sinal regulatório que incentive resposta da demanda e ajude a reduzir a necessidade de contratação centralizada de potência.

Na avaliação do MME, enquanto o consumidor não receber um sinal econômico mais aderente à necessidade do sistema, o governo continuará tendo que contratar recursos por meio de leilões e encargos. “Enquanto a gente não tiver sinal de preço em que o consumidor possa responder à ponta e à flexibilidade, o MME vai ter que fazer leilões de potência, leilões de capacidade e modernizar contratos para pagar atributos necessários ao sistema”, afirmou Cascalho.

Segundo ele, essa dependência de decisões centralizadas acaba se refletindo em custo. “A nossa decisão de preço ainda depende de decisão centralizada do poder concedente, e isso vira custo”, disse.

Preço por oferta

O secretário também relacionou a discussão à modernização dos modelos e à formação de preço. Segundo ele, a polarização em torno dos parâmetros de aversão ao risco acendeu um alerta no governo sobre a dificuldade dos modelos atuais de representar a realidade do sistema, incluindo a necessidade de ponta, a flexibilidade e os efeitos da intermitência das fontes renováveis.

Para Cascalho, o avanço em direção ao PLD calculado pela relação entre oferta e demanda depende de aprimoramentos prévios nos modelos. O ministério trabalha com melhorias de modelagem e parametrização, incluindo temas como intermitência e unit commitment hidráulico, além de uma solução mais estrutural para a cadeia de modelos.

O MME também pretende discutir mudanças no Decreto 5.163/2004, que trata da comercialização de energia elétrica, e vê oportunidade para abrir consultas públicas sobre temas como eventual flexibilização do PLD mínimo, contratação das distribuidoras, lastro e renovação dos contratos de geração.

Cascalho afirmou que os contratos atuais de geração foram desenhados em um contexto diferente, em que os empreendimentos eram contratados principalmente para fornecer energia e, por consequência, entregavam potência e flexibilidade. Segundo ele, essa não é mais a realidade do setor, que hoje precisa de recursos capazes de atender rampas e prestar atributos específicos à operação.

Preço por custo

A discussão foi reforçada pelo ex-diretor da Aneel Edvaldo Santana, que defendeu uma mudança mais profunda na formação de preço. Para ele, o debate sobre os parâmetros de aversão ao risco mostrou que a estrutura atual não responde mais às necessidades do sistema.

Edvaldo afirmou que o preço por custo funcionou em outro contexto, especialmente nas décadas de maior centralização do planejamento e expansão da interligação do sistema, mas não é mais adequado à complexidade atual da matriz. Segundo ele, aprimorar modelos pode melhorar a operação, mas não resolve o problema de fundo se a estrutura de formação de preço continuar a mesma.

O ex-diretor da Aneel também chamou atenção para a forma como usinas contratadas por reserva de capacidade podem acabar influenciando a formação de preço quando são despachadas para atender atributos que vão além da potência, como frequência, tensão ou necessidades específicas de operação. Para ele, o setor precisa explicitar melhor esses problemas para avançar em soluções mais concretas.

“Quando contratamos uma usina síncrona, ela também entrega frequência e tensão. Você está contratando uma usina que faz várias coisas, não só potência”, afirmou. Segundo Edvaldo, quando esse tipo de recurso é contratado via encargo de reserva de capacidade, mas despachado para atender outra necessidade operativa, ele pode acabar formando preço.

Para o ex-diretor da Aneel, esse tipo de situação mostra que o problema não está apenas no volume de térmicas disponíveis, mas na composição da oferta em cada horário. “Se eu tenho dez térmicas que não cumprem aquela função, não adianta”, disse.

Abertura de mercado

A discussão sobre sinal econômico também se conecta à abertura do mercado e à regulamentação do supridor de última instância (SUI). Gisella Siciliano, team leader de Litígio e Regulação da PSR, afirmou que a migração de consumidores para comercializadores varejistas exige regras claras para situações de default ou falência desses agentes, para que o consumidor não fique desassistido.

Segundo ela, pela proposta em discussão, o consumidor que ficar sem fornecedor seria atendido temporariamente pela distribuidora local, na função de SUI, desde que haja separação entre fio e energia. Gisella afirmou que o custo desse atendimento precisa ser tratado com cuidado, porque eventuais déficits podem ser rateados entre os consumidores livres.

A especialista citou a experiência internacional, especialmente do Reino Unido, onde problemas com comercializadoras levaram a custos elevados para os consumidores e posterior consolidação do mercado. Para ela, o Brasil pode usar essas experiências para se antecipar e evitar que a abertura gere uma conta elevada a ser socializada.

Pacto setorial

O deputado federal Arnaldo Jardim defendeu que o setor organize uma agenda estruturante para a implementação da Lei 15.269 e para os ajustes regulatórios ainda pendentes. Segundo ele, a efetividade da lei depende de uma série de normas de responsabilidade de diferentes instituições, o que exige coordenação entre governo, reguladores, agentes e Legislativo.

Jardim afirmou que o setor precisa pactuar propostas e se preparar para apresentar uma agenda de reorganização. Na avaliação dele, medidas estruturantes tendem a ser mais viáveis no início de um mandato do que no fim, quando o espaço político para mudanças mais amplas costuma ser menor.

João Daniel Cascalho, do MME, também defendeu previsibilidade e segurança jurídica para a agenda setorial. Segundo ele, temas como cortes de geração, abertura de mercado, formação de preço e resposta da demanda exigem soluções estruturais, e não ajustes pontuais.

Para o secretário, o setor é corresponsável por manter a estabilidade regulatória. Ele afirmou que o MME terá seis meses de trabalho intenso nessa agenda, com abertura de discussões para associações e instituições de pesquisa, em busca de aperfeiçoamentos infralegais que melhorem os sinais econômicos e preparem o setor para uma operação mais flexível.

Fonte: MegaWhat.