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Eólicas offshore: tão longe, tão perto

Já uma realidade em países da Europa e Ásia, fonte no Brasil esbarra em altos custos, na falta de regulação e no grande potencial em terra para se desenvolver

Por Pedro Aurélio Teixeira, da Agência Canal Energia

Consolidada no mercado brasileiro e se superando a cada divulgação de dados – o boletim de dados de julho da Associação Brasileira de Energia Eólica mostrava que a fonte chegava a 11,38 GW em 457 usinas, alcançando uma fatia de 7,4% da matriz elétrica brasileira – a fonte eólica no país continua seguindo uma trajetória ascendente. Mesmo com o cenário de sobrecontratação das distribuidoras e ainda sem um leilão de energia confirmado para 2017, as apostas para quando os certames voltarem são de que a fonte vai continuar a fazer bonito.

Mas os mais de 140 GW de potencial eólicos espalhados nas regiões Nordeste e Sul, tanto nas áreas próximas ao litoral quanto em localidades no interior como a chapada do Araripe, nos estados de Pernambuco, Ceará e Piauí, fazem com que por enquanto fique adormecido por aqui uma outra categoria de fonte eólica: a offshore. Já uma realidade em alguns países da Europa, Ásia e até nos Estados Unidos, as usinas eólicas em alto mar vão seguindo uma rota de maturidade e entrada gradual em novos mercados. Na Europa, o uso massivo veio quando se esgotaram áreas no solo para instalação de novos empreendimentos, aliados a uma conjuntura do sistema e ao ímpeto da indústria offshore. De acordo com Odilon Camargo, da Camargo Schubert, como no Brasil a questão do espaço ainda não está saturada e o onshore vem se mostrando exitoso em todos os aspectos ao longo dos anos, explorar o potencial eólico do mar acaba não sendo uma prioridade. “Vejo sob a ótica do custo. O Brasil tem grandes extensões de terras desabitadas, tem ventos de muita constância, não tem salinidade. A onshore tem um custo de geração muito mais baixo que a offshore”, explica.

Capacidade acumulada em eólicas offshore cresceu de 12.167 MW em 2015 para 14.384 MW em 2016

Relatório do Global Wind Energy Council mostra que em 2016, 14 países já tinham usinas eólicas em alto mar. Somente no ano passado, foram instalados 2.219 MW em usinas offshore no mundo, que somaram um total de 14.384 MW de capacidade. O Reino Unido é o país com mais capacidade instalada, com 5.156 MW, cerca de 36% do total. A Alemanha vem em seguida, com 4.108 MW ou 29%, deixando a China na terceira posição, com 1.627 MW, representando 11%. Segundo o GWEC, em 2016, os Estados Unidos inauguraram seu primeiro parque eólico offshore, de 30 MW. 88% dos empreendimentos offshore no mundo estão concentrados em dez países da Europa. O Mar do Norte, região do Oceano Atlântico entre a Noruega, Dinamarca, Reino Unido, Alemanha, Holanda, Bélgica e França, concentra 72% da energia eólica offshore da Europa.

Outro dado do relatório que merece atenção é que em 2016 houve uma forte queda no preço. O movimento inicial veio na Holanda, em que os parques Borssele 1 e 2 foram viabilizados com preço de €72/MWh. Em novembro, o lance vencedor na eólica Krieger’s Flag, na Dinamarca, ficou em € 49,90/MWh. No fim do ano, em dezembro foi a vez de Borssele 3 e 4 terem lance vencedor de € 54,5/ MWh. “Agora temos a estranha situação em que, pelo menos por enquanto, em algumas circunstâncias, offshore é mais barato do que onshore!”, diz o relatório. Para o GWEC, o amadurecimento da indústria, da tecnologia e a confiança que os investidores vêm demonstrando nos projetos aliada a uma nova geração de aerogeradores causaram a queda brusca nos preços. Este ano, a Alemanha realizou um leilão de energia offshore sem subsídios.

Os últimos anos mostraram que entraram em operação no mundo mais de 10 GW no modo offshore. Em 2011, eram 4,1 GW. Para o GWEC, o futuro do offshore é promissor. A aposta está direcionada para o mercado asiático. Japão, Taiwan e Coréia do Sul, além da gigante China, devem fazer a diversificação global da fonte, começando a sair da Europa. No Japão, há um pipeline de 2.486 MW em diferentes estágios de desenvolvimento. No ano que vem, a eólica Yasuoka, de 60 MW, começa a ser construída.

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No Brasil, embora ainda não existam usinas offshore, não quer dizer que não esteja no radar dos agentes. Em 2011, Gustavo Ortiz e Milton Kampel, do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais, produziram o estudo ‘Potencial de energia eólica offshore na margem do Brasil’. Ele parte de dados obtidos pelo satélite QuikSCAT entre agosto de 1999 e dezembro de 2009. Segundo o estudo, o potencial energético na Zona Econômica Exclusiva brasileira é cerca de 12 vezes maior que na área continental do país, chegando a 606 GW. O valor seria capaz de alavancar o desenvolvimento sustentável do Brasil em longo prazo. Considerado pelos próprios autores como um trabalho preliminar, ele aponta que três regiões se destacaram: as margens de Sergipe e Alagoas, do Rio Grande do Norte e Ceará e a do Rio Grande do Sul e Santa Catarina.  Por lá, potencial de energia gerada em cada pixel variou entre 4,7 MW e 21,2 MW.

Para Odilon Camargo, o custo da medição offshore é considerado alto na comparação com a eólica tradicional. Ele requer cuidados com a maresia e necessita de mais manutenção que as torres de medição convencionais. Mesmo assim, o engenheiro reforça a necessidade de se fazer as medições. “Faz sentido dentro da ótica de olhar estrategicamente um futuro mais remoto, pensando em 10, 20 ou 30 anos”, revela Camargo, que também coloca a transmissão de energia como mais um desafio para as offshore.

Custo no onshore ainda é muito mais baixo que no offshore, avisa Odilon Camargo, da Camargo ShubertQuem também parece estar interessado nas eólicas offshore é a Petrobras. A estatal petrolífera brasileira, que já tem na cidade de Guamaré (RN) o complexo eólico Mangue Seco (104 MW), participa de um projeto de Pesquisa & Desenvolvimento no estado sobre o tema. Medições em alto mar também estariam sendo feitas nas suas plataformas para avaliação de potencial. O tema seria tratado com certo sigilo estratégico pela empresa. Procurada pela Agência CanalEnergia, até o fechamento da reportagem, a Petrobras não havia revelado mais detalhes sobre o projeto nem sobre as possíveis medições. A expertise na operação offshore para o petróleo e gás natural parece ser o elemento motivador da Petrobras nesse caso, o que poderia deixá-la em uma situação especial no mercado.

Essa ida das petroleiras para o mercado eólico offshore já começou na Europa. Players globais de óleo e gás como Statoil e Shell vem desenvolvendo parques eólicos offshore nos últimos anos. A anglo-holandesa Shell faz parte do consórcio que viabilizou Borssele, na Holanda, com o segundo preço mais baixo na história. Já a Norueguesa Statoil já atua na Noruega, Reino Unido, Alemanha e Estados Unidos. Em seu site, a italiana Eni diz que está analisando as eólicas offshore para tentar obter vantagens pela sinergia com a exploração de petróleo. Ela estuda projetos no Egito, Reino Unido e Cazaquistão.

A entrada no mercado eólico de players do óleo e gás, pelo volume de investimentos, não deve ser passageira e também pode ser vista com uma diversificação em direção às renováveis em detrimento do fóssil. Para Paulo Cunha, da FGV Energia, embora essa associação possa ser natural, a atratividade econômica ainda predomina. “Não é somente pela questão ambiental, mas pela opção de negócio”, aponta. Cunha considera como natural que empresas que exploram petróleo em alto mar queiram explorar também o vento. Ele é mais um a citar os custos da operação da offshore para inibir o seu crescimento, mas vê tendência de queda futura.

Atento a toda essa movimentação, Jean Paul Prates, presidente do Sindicato de Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte, quer antecipar uma discussão sobre as eólicas offshore no país. De acordo com ele, não faz sentido que o Brasil, por já ter a presença consolidada da indústria offshore, se abstenha de não pensar em eólicas offshore por ainda possuir elevadas reservas na terra. “Seria a mesma coisa que fazer isso com o petróleo, só começar a explorar no mar quando não tiver mais para produzir em terra” explica. Segundo ele, a desvantagem que a eólica offshore possui de ter uma operação & manutenção mais cara que a convencional, seria mitigada com a sinergia de atividades já exercidas pelo setor de óleo e gás.

Ele vai na linha dos pesquisadores do Inpe e coloca o mar do Rio Grande do Norte como local ideal para um projeto. Segundo Prates, a complexidade para a operação no mar europeu também seria maior que a da região potiguar, o que ocasionaria uma redução nos custos. A baixa profundidade do mar potiguar também seria outro fator que faria as usinas mais baratas. “Vamos nos surpreender muito com os custos do offshore brasileiro”, avisa Prates, que também é diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia.

Ele pede que já em 2018 seja discutido algum tipo de regulação para o tema, uma vez que atualmente não há regras estabelecidas. O mar é da União, a área precisa ser concedida. Para o presidente do Cerne, o modelo teria zoneamento marítimo e uma espécie de duas licitações, em que a primeira seria para arrematar a área onde ficaria o parque offshore e a outra seria um leilão de energia tradicional para viabilizar o projeto. Na primeira fase, seriam feitos os estudos, com a área pré-licenciada. O zoneamento marítimo impediria eventuais reclamações de municípios sobre impactos visuais das usinas.

Ainda que seja feita para agora ou somente quando houver interesse nesse tipo de geração de energia, a questão regulatória é vista como um dos desafios para que haja um ponto de partida mínimo. Milton Pinto, diretor de Engenharia e Infraestrutura Elétrica do Cerne, esclarece que esse arcabouço terá uma concepção complexa e grande importância. “[a regulação] Ela não é óbvia”, frisa. Para ele, aspectos de outras atividades podem ser absorvidos nesse código, com as normas devendo sempre buscar a simplicidade e a transparência, de maneira a obter a confiança dos investidores. Ele quer também que a legislação de outros países seja avaliada, para verificar os erros e acertos.

Outros aspectos estruturais podem facilitar a entrada das eólicas offshore no país. Para o engenheiro de planejamento da geração da Copel João Marcos Lima, dos melhores potenciais no solo estão começando a se esgotar e parques com fator de capacidade acima de 45% ficarão mais raros. Ele, qe também tem doutorado em previsão de energia eólica pela UFPR, também vê problemas no licenciamento e um esgotamento na transmissão, que acabaria por direcionar os olhares para o potencial no mar.

Lima e Sérgio Augusto Costa, Diretor Executivo da VILCO Energias Renováveis e da EMD Brasil, definem que devem ser criados mecanismos para viabilizar a fonte eólica offshore no país. Com isso, ela se encaixaria em uma visão estratégica de longo prazo dentro do planejamento energético. Eles sugerem que a Empresa de Pesquisa Energética mapeie potenciais fora do ambiente terrestre, como é feito com os inventários dos grandes rios para hidrelétricas.

E o custo, que é considerado um dos vilões nas eólicas em alto mar, mostra sinais de queda. A Statoil revelou de 2012 a 2017 ter conseguido uma redução 30% nos custos dos seus projetos. A estatal norueguesa também vem investindo em tecnologias. Ela promete para esse ano o Hywind Pilot Park, em Aberdeenshire, na Escócia, que vai ser o primeiro parque fluvial flutuante do mundo. A tecnologia Hywind, para vento offshore flutuante, faz ela avançar mais em águas profundas. A turbina é colocada em cima de um cilindro de aço e fixada ao fundo do mar por três linhas amarradas. Segundo a Statoil, testes feitos no mar do Norte durante oito anos mostraram a eficácia da tecnologia.

Desde a primeira unidade testada, houve queda nos custos entre 60% e 70%. A expetativa é que até 2030, a redução deve continuar em até 50%, ficando mais competitiva ainda. O parque na Escócia vai ter 30 MW de potência. Os outros projetos da Statoil no Reino Unido são Sheringham Shoal, em operação desde 2011 e localizado na costa de Norfolk, com potência de 316,8 MW e Dudgeon, com potência de 402 MW, com entrada em operação prevista para esse ano. Na Alemanha, o parque offshore é o Arkona, de 385 MW. Com investimentos de €1,2 bilhão, vai gerar energia para 400 mil residências. A Statoil tem ainda Dogger Bank Zone, no Reino Unido. A área recebeu autorização para capacidade de 4,8 GW e caso tenha todo o seu potencial desenvolvido, deverá ser o maior complexo eólica offshore do mundo.

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No mapa mundi de oportunidades em eólicas no mar da Statoil, a costa brasileira aparece como ‘projetos potenciais a longo prazo’. Ela está ao lado da costa australiana, da sul-africana e da indiana

A rejeição inicial ao offshore é considerada normal pela dupla Lima e Costa, uma vez que mesmo a fonte eólica enfrentou resistência por parte de agentes no início da sua consolidação. “É natural o receio do desconhecido, mas aos poucos o assunto está sendo incorporado nas discussões de congressos e seminários”, avisam. Para Milton Pinto, por todos os entraves e desafios atuais, não é possível prever em quanto tempo o onshore pode se viabilizar no país, mas ele espera que seja antes do esgotamento do potencial em terra. Jean Paul Prates vai na mesma linha e quer as duas categorias de eólicas se viabilizando ao mesmo tempo. Ele lembra que o petróleo da camada pré-sal está sendo extraído ao mesmo tempo que o offshore tradicional e que hoje já responde por parcela significativa da produção da Petrobras. “O Brasil não pode ficar se dando ao luxo de ficar esgotando uma fonte para partir para outra”, conclui.

Grandes elétricas se mobilizam para reduzir riscos em reforma do setor

Grandes empresas têm se mobilizado desde que o governo abriu uma consulta pública com propostas para reformar as regras do setor elétrico, em um movimento para avaliar as medidas, sugerir melhorias e principalmente encontrar consensos entre diversos interesses divergentes antes que o assunto entre na mira do Congresso Nacional.

O governo quer editar uma medida provisória com as mudanças em setembro, e há um temor entre investidores sobre possíveis mudanças no texto pelos parlamentares em um momento em que o presidente Michel Temer busca apoio para se manter no cargo, após ser denunciado por corrupção passiva pela Procuradoria-Geral da República.

Segundo o presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (Fase), Mário Menel, que representa os investidores do setor junto ao governo, há um movimento intenso nas entidades que reúnem empresas, com reuniões e fóruns técnicos para debater as propostas e fechar posições.

Entre as medidas previstas na reforma estão incentivos à privatização de ativos da estatal federal Eletrobras, mudanças na forma de contratação de novos projetos de geração e uma abertura gradual entre 2020 e 2028 do mercado livre de eletricidade, onde grandes consumidores negociam contratos diretamente com geradores e comercializadoras.

“O medo é o modelo ir para o Congresso sem estar ‘consensado’ entre as associações e o Ministério de Minas e Energia, e lá no Congresso ele sofrer modificações profundas, que o desfigurem… vamos fazer um esforço de ter uma agenda mínima acertada. É um mês de intensa negociação”, disse Menel.

Mas especialistas estão preocupados também com pontos da reforma que visam mudanças a serem discutidas e detalhadas mais adiante, além de trechos das propostas que sugerem que o governo poderá mudar alguns rumos da regulamentação no futuro se achar apropriado.

Entre esses pontos em aberto, vistos por alguns como “cheques em branco”, estão a velocidade de expansão do mercado livre, que pela proposta poderá eventualmente ser acelerada, e a forma de cálculo dos preços spot da eletricidade, que deve ser alvo de estudos visando aperfeiçoamentos.

“Esse é um governo de transição, e essa reforma como está sendo concebida não poderá ser totalmente implementada neste governo. Eu posso deixar um bom legado, ou posso deixar um monte de incertezas que no fundo vão criar problemas enormes”, alertou a professora da Fundação Getulio Vargas (FGV) e ex-diretora da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Joísa Dutra.

Por outro lado, hoje existe uma “janela de oportunidade” devido à experiência técnica da equipe do Ministério de Minas e Energia e o comprometimento desses profissionais com as mudanças, disse o presidente do centro de estudos Acende Brasil, Claudio Sales.

“Eu diria que em linhas gerais há apoio (das elétricas à reforma). O risco é que, como boa parte das mudanças fica para ser detalhada depois, isso deixe de estar em boas mãos (devido a mudanças políticas)”, apontou.

Sales admitiu que o ideal seria uma discussão de longo prazo sobre as propostas, mas ressaltou que o atual momento de crise pode também ser uma oportunidade.

“Quando você está em um céu de brigadeiro, fica muito sujeito à atuação de grupos de pressão, sem condição de reagir. Quando você está num mar tempestuoso, essas iniciativas ficam arrefecidas porque é um momento em que todo mundo se une para conseguir navegar o barco, e acho que estamos numa situação dessas.”

Esforço nas empresas

A unidade no Brasil do grupo francês de energia Engie tem dedicado grande esforço a estudar as propostas de reforma da regulação, o que inclui análises internas e participação em grupos de discussão criados por associações de investidores.

“Temos uma equipe grande aqui, estamos nos articulando internamente e externamente, através das associações, para fazer nossa contribuição. É um assunto de extrema importância, não podemos nos furtar de participar”, disse à Reuters o presidente da Engie Brasil, Eduardo Sattamini.

Na EDP Brasil, do grupo português Energias de Portugal, foram organizados seis grupos de trabalho para analisar as propostas do governo, em um esforço que inclui até a contratação de consultorias.

“Estamos nos preparando de uma forma muito profissional para ter uma contribuição… em nossa avaliação inicial, é uma proposta virtuosa, que endereça temas estruturantes e propõe um conjunto de caminhos que consideramos que são uma evolução positiva”, disse o presidente da elétrica, Miguel Setas, durante apresentação de resultados à imprensa na semana passada.

A CPFL Energia, maior elétrica privada do país, agora controlada pela chinesa State Grid, começou a avaliar possíveis mudanças na regulação do setor elétrico ainda no ano passado, quando o governo começou a falar em uma possível mudança na regulamentação.

Segundo a assessoria de imprensa da CPFL, a empresa criou grupos de trabalho internos e concluiu suas avaliações recentemente, e agora se prepara para apresentar suas sugestões na consulta pública do governo, que vai até 17 de agosto.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Proposta de reforma no setor elétrico deve ir ao Congresso em setembro, diz governo

As propostas para uma reforma na regulação do setor elétrico devem ser enviadas para o Congresso Nacional em setembro, disse o governo nesta quinta-feira (20).

O Ministério de Minas e Energia colocou em consulta pública uma série de propostas de alterações na regulamentação, com prazo para contribuições até o início de agosto, em um prazo que não deverá ser ampliado.

“Até o momento não vemos necessidade de adiamento de prazo… A ideia é que as etapas estejam todas concluídas no início de 2018, também com ampla participação da sociedade na elaboração dos regulamentos”, afirma um documento com respostas sobre as medidas publicado na página do ministério na internet.

O governo também defendeu que as mudanças não visam beneficiar nenhuma classe específica de agentes do setor ou de investidores.

“As medidas… constituem em um pacote integrado de medidas que, em conjunto, vai restaurar a lógica econômica, premiar aquele que é o melhor —e não valorizar aquele que ganhou o melhor subsídio.”

De acordo com o Ministério de Minas e Energia, as mudanças também devem possibilitar o surgimento de novos mecanismos de financiamento aos empreendimentos do setor elétrico, por meio de alternativas tanto nacionais quanto internacionais.

“O modelo atual de financiamento via Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está esgotado”, defendeu a pasta.

Fonte: Folha de São Paulo | Reuters

Governo prepara decreto para reduzir subsídios no setor elétrico

O governo decidiu colocar a mão no vespeiro e enfrentar o tema dos subsídios no setor elétrico. Segundo o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, o governo deverá publicar nas próximas semanas um decreto para reduzir esses benefícios concedidos a alguns segmentos do mercado de energia elétrica.

“Fechamos o decreto por exemplo da CDE [Conta de Desenvolvimento Energético], que trata da questão do subsídio ao carvão. Estamos fechando o decreto geral da regulamentação da lei 13.360/16, que vai ter vários mecanismos de aperfeiçoamento e transparência em relação à questão dos subsídios. Nos próximos 15 dias esse decreto estará apresentado”, afirmou o representante do governo nesta quinta-feira, 4 de maio, ao conversar com a imprensa após participar de evento em São Paulo promovido pela WTC.

Para uma palestra formada por empresários do setor elétrico, Pedrosa foi contundente ao afirmar que o peso dos subsídios no setor elétrico se tornou “insustentável”. “Que os beneficiados pelos subsídios tenham o seus CPFs e o CNPJs divulgados. Vamos trazer para o conhecimento da sociedade quem são aqueles que estão recebendo os subsídios e em que montantes. Esse controle social é muito importante para enfrentar a questão dos subsídios”, disse.

Os subsídios presentes no setor elétrico, em geral, são custeados com recursos de fundos setoriais, como a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e a Conta de Consumo de Combustíveis). Esses dois fundos nos últimos quatro anos têm apresentado cifras anuais que ultrapassam uma dezena de bilhão, custo esse que é suportado por todos os consumidores de energia do país, principalmente aqueles da região Sudeste.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) tem feito um movimento regulatório para reconhecer apenas os custos do uso eficiente do carvão. Essa fonte de energia é muito utilizada por termelétricas no Norte e no Nordeste, assim como o óleo combustível. Devido ao alto custo, as empresas recebem recursos da CCC, via CDE, para custear parte dos custos pela utilização desses combustíveis.

Há ainda outras benesses no setor para subsidiar, por exemplo, as tarifas de consumidores de baixa renda, o uso de energia na irrigação, ou para incentivar novas fontes de geração, como a energia eólica.

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, disse que não só apoia a iniciativa do governo, como cobra que haja uma reavaliação dos subsídios no setor elétrico. “Tem subsídios que não faz mais nenhum sentido”, disse ele, que também esteve em São Paulo. “A partir do momento que uma determinada fonte [subsidiada] já desloca outras fontes, será que ela precisa de subsídio? No Brasil é isso, você dá subsídio e nunca mais tira”, criticou.

Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Regulação e Política

Senado aprova MP 706 que prorroga contratos do setor elétrico

O Plenário do Senado aprovou na última terça-feira, 31 de maio, o Projeto de Lei de Conversão 11/2016, oriundo da Medida Provisória 706/2015, que amplia de 30 para 210 dias o prazo para distribuidoras assinarem aditivo de contrato com o Ministério de Minas e Energia para prorrogar a concessão. A medida foi enviada à sanção presidencial.

O prazo para assinatura dos contratos começou a contar em novembro de 2015 e beneficiará basicamente distribuidoras do grupo Eletrobras: Eletrobras-AL, Eletrobras-RO, Eletrobras-PI, Eletrobras-AM, Eletrobras-AC, Eletrobras-RR e CEA. O parecer da comissão mista que analisou a MP, elaborado pelo senador Edison Lobão (PMDB-MA) e mantido pela Câmara dos Deputados, faz outras mudanças na legislação do setor, como a que beneficia as distribuidoras do sistema isolado. A medida transfere recursos do Tesouro para pagamento e saneamento das empresas elétricas dos estados de Roraima, Amazonas, Amapá e Rondônia.

O ex-ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga (PMDB-AM) disse que a proposta regulariza a atual legislação, que causava grandes distorções dentro das distribuidoras do sistema Eletrobras, minimizando os impactos que estavam inviabilizando a sobrevivência dessas concessionárias. Questionado se os benefícios estabelecidos na medida aumentariam em 7% as tarifas de consumidores das regiões Sul e Sudeste, Lobão explicou que o aumento será entre 0,2% e 0,3%.

A MP ainda amplia para dez anos o prazo para que as distribuidoras se adaptem às metas de qualidade e equilíbrio econômico-financeiro da Agência Nacional de Energia Elétrica. Para as demais concessionárias, o prazo continua a ser de cinco anos.

O ponto mais polêmico do parecer foi a inclusão de novos benefícios para as distribuidoras de energia da Região Norte. No relatório de Lobão, as capitais dessa região que não recebiam energia do Sistema Interligado Nacional em 9 de dezembro de 2009 poderão incorporar as perdas técnicas e não técnicas na carga real usada para calcular o subsídio de combustível. As regiões isoladas dependem da geração de energia por termoelétricas, com custo maior que as hidrelétricas. O subsídio pago para comprar o combustível vem da Conta de Desenvolvimento Energético, mas seu repasse está sujeito ao cumprimento de metas de eficiência que essas empresas não atingiram no passado, provocando acúmulo de dívidas com a Petrobras, fornecedora do combustível.

A revisão tarifária de 2016 já deverá refletir a incorporação das perdas de 2015 e, nos anos de 2017 a 2025, será aplicado um redutor anual de 10% dessas perdas incorporadas em relação à revisão tarifária de 2015 estabelecida pela Aneel. Essa regra permitirá ainda o uso dos recursos obtidos pelo Poder Executivo com o leilão de 29 hidrelétricas realizado em 2015. O chamado bônus de outorga arrecadado com as concessões poderá ser usado para cobrir as despesas com combustível das distribuidoras do sistema isolado que não receberam recursos da CDE por descumprirem as metas de eficiência econômica e energética. Poderão ser cobertas as despesas com combustível até 30 de abril de 2016 e as dívidas contraídas até dezembro de 2015.

O texto aprovado da MP 706/15 também muda a forma de cálculo das cotas pagas pelas distribuidoras e transmissoras de energia para financiar a CDE. Atualmente, essas empresas pagam as cotas proporcionalmente àquelas estabelecidas em 2012 em função do mercado consumidor final. Pelo texto, essa regra valerá até dezembro de 2017. De 2018 a 2034, as cotas serão ajustadas gradualmente até que, em janeiro de 2035, sejam proporcionais ao mercado consumidor de energia elétrica atendido naquele ano. Com isso, a tendência é que as cotas sejam maiores para os mercados consumidores maiores.

Também para aumentar o valor a receber como subsídio por meio da Conta de Consumo de Combustíveis, sustentada pela CDE, o relator mudou a forma de cálculo do custo médio da energia. A CCC reembolsa as distribuidoras de energia nos sistemas isolados pela energia mais cara comprada na região. O reembolso é igual à diferença entre o custo total dessa energia e o custo médio da energia comercializada no ambiente regulado do SIN.

Atualmente, a lei determina que os encargos setoriais sejam incluídos no cálculo do custo médio da energia no ambiente regulado. Quanto maior esse custo, menor o valor da diferença a receber por meio da CCC. Já o texto de Lobão prevê a exclusão dos encargos desse custo médio de 1º de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020, aumentando assim o valor a repassar para as distribuidoras do sistema isolado para subsidiar o combustível usado na geração de energia. A cada ano, de janeiro de 2021 a dezembro de 2034, 1/15 dos encargos setoriais serão acrescentados ao custo médio da energia, até que, em 2035, o total dos encargos seja incorporado ao preço novamente.

Outro ponto acrescentado à MP na comissão mista é o equacionamento da dívida da Eletrobras com a Reserva Global de Reversão, fundo setorial que foi incorporado pela CDE. A Eletrobras usou o fundo para adquirir, em 1998, a Eletrobras-AL, Eletrobras- PI, Eletrobras-RO e Eletrobras-AC. A ideia era que essas empresas fossem privatizadas depois de saneadas, mas isso não ocorreu até hoje.

A MP estabelece  que o valor de compra será corrigido pelo mesmo índice de correção dos ativos permanentes mais 5% ao ano e que, na ocasião da venda das ações dessas empresas, serão depositados na RGR os valores obtidos com a transação. Eventuais valores da RGR retidos pela Eletrobrás além da recomposição da dívida deverão ser devolvidos até 2026, com a mesma correção. Como a Eletrobras é a gestora do RGR, o texto permite a ela cobrar acréscimos para cobrir gastos operacionais e gerenciais de administração de contratos de financiamento relacionados à eletrificação rural, a fontes alternativas de energia, à conclusão de obras de geração termonuclear, a estudos sobre aproveitamento de potenciais hidráulicos, à implantação de geradoras de potência até 5 mil kW destinadas exclusivamente ao serviço público em comunidades populacionais atendidas por sistema elétrico isolado; e ao Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica.

Furnas também foi contemplada com a medida. O texto abrandou exigências para participação dos leilões da estatal para o setor eletrointensivo e permitiu a aplicação de descontos sobre a energia vendida. Furnas também poderá conceder, em edital, desconto de até 15% sobre o preço vencedor até 26 de fevereiro de 2020. A validação do resultado dos leilões poderá ser condicionada à contratação de um mínimo de 25% dos montantes de energia disponibilizados em cada certame.

Quanto às multas, a MP dispensa sua aplicação se a rescisão por parte do comprador for informada a Furnas com 18 meses de antecedência. De igual forma, se houver pedido de redução do fornecimento apresentado com antecedência de seis meses do começo do ano seguinte, a multa não será aplicada. Em todos os casos de aplicação da multa por rescisão ou redução do consumo, ela será limitada a 30% do valor da energia remanescente contratada ou a 10% do valor da energia contratada total, o que for menor. A medida beneficia o setor metalúrgico e a produção de ferroliga em Minas Gerais.

No caso de usinas que funcionam com biomassa, com potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição de 30 mil kW a 50 mil kW, estas poderão contar com 50% de redução das tarifas de uso desses sistemas mesmo se não atenderem a critérios definidos em lei. O desconto, entretanto, poderá ser aplicado ao equivalente a 30 mil kW de potência injetada. O benefício poderá ser concedido ainda a geradoras independentes ou destinadas à autoprodução com potência de 3 mil kW a 50 mil kW, limitado também à injeção de 30 mil kW no sistema.

Fonte: Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política