“É urgente aprimorar mercados e a formação de preços no setor elétrico”, diz Joisa Dutra (FGV Ceri)

Por Solange Monteiro, do Rio de Janeiro

Apesar da invejável vantagem comparativa que o Brasil possui na geração elétrica de matriz renovável, hoje esse potencial de ter energia limpa, abundante, segura e a preços competitivos tropeça no atraso da renovação do marco legal do setor elétrico, comprometendo inclusive o horizonte de investimento na geração renovável. Joisa Dutra, diretora do FGV Ceri, contou à Conjuntura Econômica de outubro por que esses desequilíbrios acontecem, defendendo urgência nessa mudança. Confira os principais trechos da entrevista:

A demora na adaptação do arcabouço legal do setor elétrico brasileiro tem sido enfatizada em seus depoimentos à mídia. Como isso tem influenciado o desenvolvimento do mercado?

A necessidade dessa reforma vem de quase dez anos. Depois do impeachment da presidente Dilma Rousseff, no governo do presidente Michel Temer, a equipe do ministro Fernando Coelho, no Ministério de Minas e Energia, desenhou uma reforma. À época já estava claro que o modelo setorial instituído em 2003/4 (que levou à lei 10.848/2004, do então Novo Modelo do Setor Elétrico) precisava de revisão profunda.
Aquele modelo estabeleceu dois ambientes de comercialização: o regulado e o livre. Sua expansão, porém, foi calcada na contratação no ambiente regulado. Naquele momento, já tínhamos um ensaio de outras expansões, com a regulamentação do ProInfra (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), mas eram volumes pequenos, tornando a contratação no ambiente regulado a garantidora da expansão, realizada a partir de leilões que asseguram os contratos de longo prazo. Conhecidos como PPAs (Contratos de Compra de Energia, na sigla em inglês), esses contratos viabilizaram o acesso a financiamento, grande parte via BNDES.
Esse modelo de negócios começa a se alterar na década seguinte, a partir de vários novos regramentos. Um deles é a regulamentação da geração distribuída pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). O motor da expansão então passa ser as fontes descentralizadas. Já havíamos começado a implantação de eólicas, inicialmente via leilões, seguida da expansão da energia solar. A inovação, entretanto, vem com a contratação no ambiente livre, que também garantia um financiamento mais diversificado, com acesso a mercado de capitais.

Então, saímos de um modelo centralizado, de plantas de grande porte e contratação via leilões, para um modelo descentralizado, com plantas menores e contratação no ambiente livre. Além dessa mudança de arquitetura centralizada para uma descentralizada, ainda demos mais alguns passos na direção das privatizações, com ondas de aumento da participação do capital privado. Esse é o caso das distribuidoras da Eletrobras, além de outras distribuidoras, caso do Rio Grande do Sul e do Amapá. A própria Eletrobras é privatizada. Ou seja, além do setor avançar rumo a uma arquitetura descentralizada, assistimos a uma predominância do controle privado no setor.
Assim, diante de um contexto de profundas transformações, urge adaptar o modelo setorial, as instituições e sua governança, seu arcabouço legal e regulatório.

Sob esse quadro, a estimativa do Operador Nacional do Sistema (ONS) de que até 2029 menos da metade da capacidade instalada estará sob seu controle é algo preocupante?

Temos observado o ONS de fato sinalizando algumas preocupações com os impactos do aumento da penetração das fontes variáveis, como solar e eólica, sobre a operação do sistema. Vivemos recentemente alguns episódios importantes: um primeiro em agosto de 2023, quando falhas em equipamentos de controle de tensão em usinas eólicas e solares no Ceará causaram um apagão afetando 25 estados e o Distrito Federal. Outros dois episódios ocorreram este ano, em abril e em agosto, no Dia dos Pais, devido à sobreoferta de energia solar que fez o ONS cortar a geração de alguns parques.

Também se observam episódios recentes de problemas de suprimento no Chile, na Península Ibérica. Apesar de muita gente negar, esses eventos mostram que a articulação entre a nova arquitetura do sistema e o modus operandi vigente também tem atrasado. E não se trata apenas de questões tecnológicas, pois existem novos sistemas de controle e organização das redes para lidar com este ambiente descentralizado. No Brasil, temos hoje mais de 43 gigawatts (GW) de micro e minigeração distribuída, 95% dos quais de fonte solar. Trata-se de uma mudança importante. Essa realidade em. transformação desafia a operação do sistema e sua gestão.

Os cortes na geração solar e eólica para estabilizar o sistema têm sido crescentes – em setembro, estimativas apontam a um percentual próximo de 35% em solar e 23% na fonte eólica. Esse quadro implica riscos à atração de investimentos para a agenda da transição energética de modo geral?

Toda essa discussão de formação de preço é fundamental inclusive para endereçar esse risco, pois o curtailment é risco físico que impacta diretamente todo o modelo comercial do setor e se transfere para o campo comercial. Como temos uma estrutura de formação de preços inadequada, sequer estamos conseguindo manejar adequadamente os cortes de geração. O curtailment existe em vários sistemas ao redor do mundo; contudo, em diversos países os agentes participam da formação de preços dando lances. Nesses casos, essa manifestação de vontades (lances), combinada com as restrições operativas e a realidade física do sistema permitem melhor decidir quem vai ser cortado. Aqui não temos isso.

Quando se toma uma decisão, o investidor avalia o seu custo de capital. O custo de capital reflete uma realidade de riscos subjacentes. Hoje nosso setor tem riscos importantes que não estão sendo adequadamente enfrentados. Esse cenário acende um alerta sobre nossa capacidade de atrair investimentos. Percebemos isso em conversas com investidores.

O curtailment é manifestação da nossa falha no sistema de preços. Esse aumento de cortes mencionado não é a doença, mas a febre que evidencia as fragilidades do sistema. Os cortes de geração são significativos, e a perspectiva não é de reversão significativa no curto prazo, pois as saídas para enfrentá-los ainda não estão na mesa.

Como podemos atrair capitais sob esse cenário?

Há muitos componentes dessa mudança estrutural rumo a uma economia descarbonizada que demandam equacionamento. Veja o caso do hidrogênio de baixo carbono, para o qual aprovamos um marco legal. Ao redor do mundo, muitas pessoas estão percebendo que não se trata de uma alternativa trivial. Quando o Brasil compete por capitais para investir em energia, por mais que ele tenha algumas vantagens do ponto de vista da diversificação de geração a partir de tecnologias de energia limpa, de outro lado temos um custo de capital dos mais elevados do mundo. Isso afeta sobremaneira nossa atratividade. Além disso, temos gargalos importantes, como o processo de licenciamento ambiental. Temos dificuldades de permitting na geração, nas redes, na transmissão.

O investimento em transmissão, por exemplo, é um investimento de prazo mais alongado que sofre pressão das cadeias de suprimentos, equipamentos, em um contexto de pressão mundial por investimento em redes, e os fornecedores não são tantos. Então, hoje os prazos para entrega são grandes, esse é um ponto. Outro ponto importante é a resiliência, pois os eventos climáticos extremos têm se tornado uma realidade, gerando a necessidade de substituição de equipamentos. Tudo isso é mais pressão sobre as cadeias de suprimentos.

Considera que a Medida Provisória 1304/25 – que deve ser votada até início de novembro – pode endereçar os desafios brasileiros para o equilíbrio do setor?

O relator do tema terá certa liberdade para produzir seu texto, o que significa que ainda não sabemos a forma final dessa MP. Provavelmente, ela tratará da abertura de mercado, do armazenamento, de criar um caminho para o suprimento de última instância, que é um elemento importante. Entendo que há um acordo para que esta MP aproveite reflexões mais estruturais. Mas tenho dúvidas se efetivamente conseguiremos aproveitar essa oportunidade. Já não conseguimos fazê-lo com a MP 1300/25, que apenas ratificou uma mudança que já tinha sido implementada a partir da publicação da MP, que é a do novo mecanismo de tarifa social.

Do que conheço até aqui (esta entrevista foi concedida em 29 de setembro), me parece que esses temas não estão adequadamente endereçados. Uma coisa é dizer: "Vamos fazer uma abertura total de mercado para garantir contratação no ambiente livre". Mas isso não explica como é vamos enfrentar temas como curtailment, riscos que reforçam a necessidade e a urgência de adaptar as instituições. Esse é o primeiro ponto.

O armazenamento de energia é outro tema importante, mas precisamos ter agilidade, porque se trata de um dos componentes principais da integração das renováveis variáveis, e para viabilizar sua expansão. Armazenamento tem sentido econômico quando há sinais de preços críveis, que refletem as mudanças nas condições do sistema no tempo–dia, por exemplo.

Quando tratamos da possibilidade, por exemplo, de adotar mecanismos tarifários diferenciados – visando à estabilização do sistema com uma melhor distribuição horária da demanda, evitando riscos em horário de pico –, ainda não alcançamos o cerne dessa questão, a meu ver, que é o processo de formação de preços.

A tarifa é o canal pelo qual o usuário percebe a mudança subjacente nos custos. O sistema experimenta variações de custo a todo momento, do ponto de vista espacial e do ponto de vista temporal. Hoje há mercados no mundo que já negociam energia a cada 5 minutos. Nós ainda não temos isso. Implantamos preços horários, que são diferenciados para cada um dos quatro subsistemas, mas a variação dos custos já tem uma resolução muito maior do que isso. Hoje o programa calcula custos marginais de operação para cada um dos cerca de 7 mil nós do sistema a cada meia-hora.

O que os mercados mais modernos fizeram foi criar oportunidades para que os preços no atacado (no mercado de energia) reflitam essa avaliação dos custos subjacentes. Aqui tampouco temos isso. Então, de pouco adianta hoje defender flexibilidade para as tarifas, pois elas não farão essa transmissão do custo para o preço no atacado. Os preços servem para isso, para tomar decisões de produção pelos ofertantes, decisões de consumo pelos usuários e também decisões de investimento.
Insisto: hoje temos um processo em que a formação de preços não tem capacidade de refletir as variações nos custos subjacentes. Precisamos pensar o que significa navegar para uma formação de preços coerente com uma arquitetura de mercado descentralizado. Precisamos ter preços que reflitam a interação entre oferta e demanda nesse ambiente.

Sobre o atual processo legislativo, o que tenho manifestado, e um pouco até cobrado, é que se tenha clareza do diagnóstico dos problemas e ter propostas de soluções para, quando surgirem as oportunidades, tentar acelerar ou tentar transformá-las em realidade.

A discussão de como fazer esta mudança na formação de preço ainda é embrionária.  Felizmente, um número crescente de atores relevantes no setor começa a perceber a necessidade de endereçar esse problema que, na minha avaliação, é fulcral hoje para o desenvolvimento do setor elétrico, aprofundando sua capacidade de explorar a sua vocação, de gerar valor a partir de tecnologias de baixo conteúdo carbônico.

Leia a entrevista completa na Conjuntura Econômica de outubro.