As contratações de usinas por meio do Processo Competitivo Simplificado (PCS) de outubro de 2021, e de forma compulsória, de 8 GW de térmicas a gás natural da Lei ° 14.182/2021, que tratou da privatização da Eletrobras, podem dobrar o custo do Encargo de Energia de Reserva (ERR) cobrado dos consumidores em 2031, segundo cálculo da TR Soluções.
A projeção da TR estima que o EER pode chegar aos R$ 46/MWh neste horizonte, caso o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) permaneça no piso regulatório de R$ 69,04/MWh tanto em 2023 quanto em 2031.
Para realizar o cálculo, a TR Soluções considerou apenas a receita fixa dos contratos em que as usinas são chamadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para despachar acima da sua inflexibilidade, o que poderia resultar em custos extraordinários para os consumidores. Helder Sousa, diretor de Regulação da empresa, ressalta a possibilidade no cenário de entrada dos 8 GW de térmicas da Eletrobras, uma vez que elas devem operar com uma inflexibilidade de 70%.
O estudo ainda apreciou a contratação das térmicas da privatização da Eletrobras por meio de leilões de reserva de capacidade na forma de energia – como foi o caso do de 2022, quando foram contratados 700 MW médios – e que cerca de 6 mil MW devem ser ofertados nos próximos anos, ou 4.200 MW médios devido à inflexibilidade.
Quanto a contratação de energia de reserva no âmbito do PCS, a TR Soluções calcula uma receita fixa de R$ 12,7 bilhões em 2023. Mas, considerando que parte desses contratos está em discussão na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e no Tribunal de Contas da União (TCU), o estudo considerou apenas a receita fixa dos contratos em vigor, de cerca de R$ 2,7 bilhões neste ano.
Como toda a energia de reserva é liquidada no mercado de curto prazo (MCP), a diferença entre a receita fixa total necessária para o acionamento de cada usina e a receita decorrente da liquidação da energia gerada ao PLD se converte no encargo.
Em termos tarifários, num cenário em que o PLD esteja em R$ 69,04 /MWh em 2031, o EER seria de cerca de R$ 46/MWh nominais, o que representaria uma participação de 6% na tarifa de aplicação média dos consumidores residenciais brasileiros projetada para aquele ano. Já no cenário de PLD a R$ 200/MWh, o valor seria R$ 29,17/MWh.
EER e PCS
O EER é cobrado de todos os usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN), sendo calculado com base nos custos decorrentes da contratação da energia reserva – incluindo taxas administrativos financeiros e tributários. A contratação dessa energia ocorre desde 2008 por meio de leilões específicos, que contratos de longo prazo. O objetivo é aumentar a segurança do fornecimento no SIN.
Citando dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a TR Soluções aponta que, em 2023, a receita fixa contratada até o 10º leilão de energia de reserva (LER) está em R$ 9,9 bilhões.
Já a contratação das usinas do PCS também foi realizada por meio de certame, que ocorreu em meio à crise hídrica em outubro de 2021, resultando na aquisição de 778,2 MW médios de um total de 17 empreendimentos de geração, sendo 22,4 MW médios do produto quantidade, ao preço médio (atualizado para janeiro de 2023) de R$ 371,17 /MWh; e o restante, 755,80 MW médios, do produto disponibilidade, ao preço médio de R$ 1.729,76 /MWh.
Atualmente, a CCEE está repassando os custos da operação de 11 das 17 usinas que venceram o PCS. Quatro delas, que representam mais da metade do valor sendo pago, são as termelétricas flutuantes da Karpowership do Brasil (KPS), que somam 560 MW, e foram contratadas ao preço médio de R$ 1.599,47/MWh.
Também estão em operação as termelétricas Povoação 1, de 75 MW, Viana 1, de 37,5 MW, Linhares, de 36 MW, MP Paulínia, de 16 MW, Barra Bonita I, de 9,4 MW, todas essas a gás natural, além das usinas fotovoltaicas Buritis, de 5,2 MW, e Machadinho, de 5,3 MW.
Em abril, o ministro Benjamin Zymler, do Tribunal de Contas da União, assinou cinco despachos visando “alterações amigáveis” nos contratos das usinas vencedoras do leilão emergencial, para compatibilizar as necessidades do sistema no médio prazo com os impactos tarifários da energia contratada naquela época.
