A intenção do governo de aliviar a carga do sistema no período seco, com a contratação de energia de equipamentos de geração própria conectados diretamente à rede de distribuição, suscitou preocupações com o alto custo da iniciativa. O receio é explicitado por agentes do setor, nas contribuições à proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica que regulamenta a Portaria 44, do Ministério de Minas e Energia. A estimativa da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, considerando uma geração de 2 GW médios, é de que o custo para o consumidor será de R$ 14 bilhões em Encargo de Serviços do Sistema – Segurança Energética, entre maio e dezembro de 2015. “Haveria quase uma nova quota de Conta de Desenvolvimento Energético a ser recuperada nesse curto intervalo de tempo”, alerta a Abrace. A segunda opção, não incluída na minuta de resolução da Aneel, seria usar o ESS-SE para cobrir a diferença entre a remuneração de cada fonte e o Preço de Liquidação das Diferenças. Mas o custo resultante dessa opção ficaria na faixa de R$ 15,00/MWh nos três próximos meses, o que resultaria em um total de R$ 10 bilhões. Grandes consumidores industriais, entre os quais autoprodutores de energia, defendem a possibilidade de rescisão dos contratos de adesão firmados com as distribuidoras, caso o governo seja obrigado a decretar racionamento no país.
Para agentes do setor que vêem no regulamento a oportunidade de reduzir os gastos com o consumo de energia, ou até mesmo de lucrar com a venda de excedentes, os preços ainda não são suficientemente atrativos. A proposta da Aneel para o valor da energia injetada na rede é de R$ 1.420,34/MWh para a geração a diesel; de R$ 792,49/MWh para o gás natural e de R$ 388,48/MWh, que é teto do Preço de liquidação das Diferenças, para as demais fontes de geração. No caso do gás e do diesel, o valor a ser pago ao consumidor pela distribuidora considera o custo do combustível, o de operação e manutenção e a receita fixa.
Representantes do segmento de gás natural sugerem, no entanto, que o valor adotado para a geração a partir do combustível deve ser de R$ 1,78/m³,o que resultaria no preço de R$ 1.025,16/MWh. Para os geradores bicombustível, operados com diesel e gás natural, o preço pleiteado pelos agentes ficaria em R$ 1.222,75/MWh, e o ideal, dizem, seria que se aplicasse, no mínimo, o valor sugerido para os equipamentos a gás. Já a Petrobras defende a aplicação do mesmo preço da geração a diesel para o óleo combustível. O regulamento da Aneel adota como premissas que o valor ofertado deve cobrir o custo de geração e ser atrativo para os agentes que se dispuserem a gerar energia por um periodo maior e fora do horário de ponta. O incentivo não deve resultar em exposições positivas, nem alterar o mercado faturado de energia eletrica das distribuidoras, para não haver desequilíbrio econômico-financeiro. A contratação deverá ser feita pelas concessionárias, após a realização de chamada pública para atrair interessados. Relator do processo na agência, o diretor José Jurhosa explicou que o contrato de adesão vai valer para a geração própria até o fim do ano. “Isso estimula novos consumidores também”, acredita Jurhosa.
O argumento usado pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado e pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Gás Natural Comprimido é de que existe capacidade instalada ociosa em unidades consumidoras como hotéis, shopping centers e edifícios comerciais, que podem agregar oferta de energia ao Sistema Interligado Nacional (SIN), principalmente no horário de pico. Ao contrário da geração que é feita na ponta, na cogeração não há disponibilidade para injetar energia no sistema no horário de carga pesada, porque as plantas instaladas atendem basicamente carga própria. A Abegás afirma que o preço do gás natural proposto pela Aneel, de R$1,34/m³, é exclusivo para o segmento de cogeração e não reflete a realidade dos clientes das distribuidoras de gás, que pagam valor acima de R$ 1,70\m³. “Com esta tarifa será possível a participação de clientes na faixa 1MW a 3 MW, que representam a maior parte de nosso mercado”, calcula a entidade. “Recentemente no Brasil, a utilização de sistemas bifuel Diesel-Gás Natural vem crescendo, principalmente em indústrias e grandes comércios que utilizam os motogeradores para gerar energia, principalmente no horário de ponta. Esses motogeradores operam com um mix médio de 50% de gás natural e 50% diesel”, afirmam as duas associações, em documentos semelhantes, encaminhados como contribuição do segmento para a audiência pública da Aneel. A ABGNC reconhece que a contratação de agora é emergencial, mas propõe que em futuras chamadas públicas seja definido um limite de geração distribuída para o SIN. Para as distribuidoras de gás, a prioridade deve ser dada ao combustível, pelo menor custo de geração e, caso não haja oferta suficiente, sejam incorporados os geradores a diesel.
Para a Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia, a classificação do encargo resultante da geração adicional por consumidores “é correta e reflete a melhor alocação dos custos.” A Abiape afirma, no entanto, que o preço de R$ 388,48/MWh, sugerido para outras fontes energéticas, “não é suficiente para cobrir o custo de geração baseado nessas fontes” e cita como exemplos o óleo combustível e o coque, para os quais o valor não seria atrativo. Milhares de supermercados no país podem aderir às chamadas das distribuidoras, para aproveitar a capacidade instalada de motores a diesel ou a gás. A Associação Brasileira de Supermercados considera também um possivel investimento na instalação de placas fotovoltaicas para a microgeração distribuída, em um área estimada em 40 milhões de metros quadrados; além da adoção de programas de eficiência energética nos estabelecimentos. O setor consome em torno de 2,5% de toda a geração de energia elétrica do país, segundo dados da Abras. “Se fizermos geração própria, é bem capaz de diminuirmos essa participação no consumo direto, que é o que foi proposto. E, a partir de agora, [podemos] começar a fazer o estudo de um programa para, além da geração via diesel, ter também geração por meio de placas fotovoltaicas”, disse o presidente da entidade, Fernando Yamada, após encontro da semana passada com o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga.
A compra de energia em chamada pública é vista como uma nova oportunidade de negócios também pelo setor sucroenergético. A União da Industria da Cana de Açúcar sugere um processo específico para os geradores a biomassa, para aproveitamento da capacidade adicional de 3,1 GWh ainda na safra 2015/16. Para a presidente executiva da Unica, Elizabeth Farina, se essa energia excedente fosse adquirida com preço idêntico ao gás natural (R$ 792/MWh), a economia em 2015 seria de R$ 2 bilhões em relação à contratação a diesel na chamada pública para os consumidores. “O estímulo a uma geração adicional derivada de combustível renovável e a respectiva contratação de unidades geradoras conectadas na rede de distribuidoras e também na Rede Básica, independentemente de ter ou não liquidação anterior na CCEE, representam uma excelente opção para a garantia de suprimento em 2015”, afirma Farina. Propostas como a da Petrobras e a da Abrace também convergem para a inclusão em chamada pública da geração própria de consumidores conectados à Rede Básica do Sistema Interligado. O argumento é de que há um potencial ocioso de diferentes fontes, que poderia ser usado para injetar energia adicional no SIN a custos mais atrativos. Para a estatal, não há razão para excluir unidades consumidoras ligadas à transmissão, porque, provavelmente, elas têm maior disponibilidade de energia para agregar ao sistema. A associação que representa grandes consumidores do mercado livre, como indústrias, informa que esses estabelecimentos dispõem de geradores de segurança com capacidade mínima entre 5% e 10% de sua demanda.
A petroleira também pleiteia a participação de consumidores com montantes de geração registrados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica nos últimos cinco anos, desde que os montantes gerados sejam superiores à máxima exportação verificada em 2015, até a data de publicação da norma da Aneel. Para a estatal, a geração tem que ser livre da cobrança das tarifas de uso dos sistemas de distribuição (Tusd) e de transmissão (Tust); e o ESS não poderia ser por razões de segurança energética, para não afetar geradores e comercializadores de energia, que não fazem parte do segmento de consumo. A Associação Nacional de Consumidores de Energia cobra a aprovação de regras específicas e simplificadas para a regularização das instalações de geração, durante o processo de adesão dos estabelecimentos que participarem das chamadas públicas das distribuidoras. A proposta da Anace também pede atenção para as questões relacionadas à medição, à contabilização e à representação das cargas adicionadas dentro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Esses procedimentos deverão ter tratamento transitório e regras específicas em relação a lastro e exposições decorrentes do processo. Entre as concessionárias que fornecem energia elétrica, a preocupação maior é evitar a absorção de custos no processo de contratação. A proposta da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica é de que o ressarcimento da aquisição de energia seja feito mensalmente na tarifa do consumidor, como acontece com as Bandeiras Tarifárias. As distribuidoras também sugerem a cobrança de custos administrativos pela vistoria técnica das unidades consumidoras; na emissão de segunda via de fatura e pela apresentação dos dados de medição armazenados em meio magnético.
Os autoprodutores de energia reforçam que existe potencial na cogeração, que atende a todos os requisitos exigidos na Portaria 44, do Ministerio de Minas e Energia, mas enfrenta entraves em relação à medição da energia adicional resultante do processo. A associação dá como exemplo um consumidor que demanda 60 MW da distribuidora, gera 20 MW a partir de vapor de cogeração e tem capacidade ociosa de 5MW. Ele pode gerar essa capacidade a partir do gás natural e consumir da rede 55 MW, com a ampliação da cogeração para 25 MW, mas o apenas os 5 MW adicionais serão remunerados ao preço de R$ 792,49/MWh. A Abiape também sugere que o crédito em moeda corrente, previsto na nota técnica da Aneel, seja explicitado no texto final da resolução. Outra preocupação da entidade é com o acúmulo de processos de regularização dos geradores instalados nas unidades consumidoras, já que muitos deles não têm registro ou autorização de geração do órgão regulador. A proposta é de que esse processo seja flexibilizado, dada a urgência da operação das unidades, que devem ser acionadas por meio de um oficio da Superintendência de Concessões dos Serviços de Geração assim que for iniciado o trâmite burocrático.
Os impactos da energia adicional sobre as hidrelétricas também são mencionados pela associação. Em documento, ela sugere que o montante faturado pelas distribuidoras seja somado à geração das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia, para mitigar o risco hidrológico e evitar prejuízos financeiros com a redução indevida do GSF. Responsável pela adequação das regras e dos procedimentos de comercialização, a CCEE sugere prazo de 30 dias após a publicação da resolução da Aneel para apresentação à agência reguladora de proposta de Procedimento de Comercialização (PdC) específico. Até que isso ocorra, a Câmara de Comercialização deverá utilizar mecanismo auxiliar de cálculo.
Fonte: Agência CanalEnergia
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