março 28 2019 0Comentário

Novo governo deve acelerar agenda do setor elétrico

Reformulação do marco regulatório
A provisão de diretrizes frente à iminente reformulação do marco regulatório do setor elétrico e a disponibilidade de novas alternativas de financiamento para a expansão da geração distribuída (GD) e do mercado livre de energia devem ser aceleradas pela nova gestão federal, do presidente eleito Jair Bolsonaro, afirmam especialistas e players do setor elétrico ouvidos pelo GRI Hub.
“Com o novo governo, existe uma sinalização de reinvestimento na economia. Isso deve gerar uma ampliação de demanda por energia e, obviamente, movimentar toda a cadeia envolvida, demandando novos investimentos e o encaminhamento dos problemas”, opina Ricardo Costa, CEO da GDSolar, que atua na geração de energia solar distribuída.
Amilcar Guerreiro, diretor de estudos de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), corrobora tal perspectiva. Ele espera que, na nova administração federal, a normatização proposta pela consulta pública nº 33 – que visa aprimorar a regulação do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) diante dos avanços tecnológicos e socioambientais que impactam seu desenvolvimento – se dê com maior agilidade.
“A expectativa é de que o endereçamento para a abertura do mercado de energia ocorra, inclusive, de forma acelerada. Todos entendem a necessidade de reconhecimento e atribuição das diferentes fontes e é preciso reconhecer os atributos de cada uma”, confirma.
Para Rodrigo Pedroso, CEO da Pacto Energia, “os primeiros 180 dias [da nova gestão nacional] serão cruciais não apenas para o setor de energia, mas para todos, principalmente o de infraestrutura. Hoje, investe-se muito menos do que se deveria, não temos capital internamente e é preciso buscar recursos fora do Brasil. É necessário dar segurança ao investidor e será importante analisar como o governo irá se posicionar para receber os novos aportes em termos de segurança regulatória, jurídica e econômica”.
“Prevemos uma recuperação e, no curto prazo, temos condição de atender [ao aumento da demanda]. Nesse período, confirmando-se a expansão, será necessário prover soluções rapidamente”, complementa Amilcar Guerreiro.

Mudanças já em andamento
Frente a tal cenário, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) trabalham em dispositivos para dar impulso e regular a geração distribuída (GD) e o mercado livre de energia.
“A partir da consulta pública nº 33, amadurecemos a ideia de como o banco poderia apoiar a expansão da matriz elétrica a partir do mercado livre de energia”, diz Carla Primavera, superintendente de Energia do BNDES.
Uma das soluções já implementadas foi a alteração do prazo de financiamento. Antes, o BNDES financiava o mercado regulado e o livre através de linhas corporativas ou exigia que o prazo de venda de energia fosse compatível com o do crédito. “Por meio de simulações, entendemos que o mercado não atua assim. Existe uma realidade [diferente] de contratos de ACL [Ambiente de Contratação Livre], de curto prazo”, pontua Carla.

Para atender esse perfil, foi elaborada uma nova metodologia, de acordo com a estratégia de comercialização do empreendedor, que poderia envolver a combinação entre os mercados ou ser específica para o de curto prazo, com a atribuição de um valor de preço de energia para longo prazo.
Ao longo de 2018, para comportar a volatilidade do preço da energia, foi fixado o valor de R$ 90,00 por megawatt-hora (MWh), o que permitiu o financiamento de longo prazo para projetos que tenham perfil de comercialização de curto prazo. Assim, o banco consegue atender aquele “investidor que escolhe correr alguns riscos para ter um retorno melhor no futuro, quando ele acredita que o mercado vai mudar ou que vai vir a ter um preço maior e prefere comercializar essa energia no tempo e hora em que achar mais conveniente”, explica a representante do BNDES.

Ampliação do investimento institucional
“Atualmente, o banco trabalha em projetos somente ACL, se posicionando na vanguarda do financiamento para esse tipo de projeto, de modo que também consigamos trazer o mercado de capitais, que estava enfocado principalmente nos projetos eólicos – por meio de debêntures de infraestrutura [emitidas até então] baseadas no risco percebido pelos investidores do mercado regulado. Acreditamos que, com uma carteira do mercado livre, o mercado de capitais possa embarcar nessa nova modelagem de financiamento”, continua Carla Primavera.
Nesse segmento, na agenda do banco, aparecem como prioridade o fomento à GD e à microgeração distribuída, a eficiência energética e a digitalização das operações.

Desafios da regulamentação
Em termos de regulamentação, ainda há discussões para dirimir divergências a respeito da alocação de riscos. Até o próximo mês, a Aneel deve lançar uma audiência pública a respeito da GD de grande porte – aquelas em que as distribuidoras podem realizar chamadas públicas para a contratação. O objetivo é promover alinhamento às diretrizes e esclarecer pontos do Decreto nº 5163/2004 e da Portaria nº 65/2018 do Ministério de Minas e Energia (MME).
“Uma das questões refere-se à alocação de risco, se vai ficar com a geradora ou a distribuidora”, confirma Ricardo Takemitsu Simabuku, superintendente adjunto de Regulação Econômica da Aneel. Ele entende que o risco deve ser do gerador.

Tarifas monômia e binômia
Entre os desafios a enfrentar, está a revisão da normativa para a micro e a minigeração distribuída. Em julho passado, também por meio de consulta pública, a Aneel colheu subsídios para realizar uma análise de impacto regulatório e, assim, propor mudanças.

“Os resultados estão sendo analisados e a previsão é de que até o fim do ano seja aberta a audiência pública sobre o tema, com os estudos indicando possíveis caminhos, efeitos e mudanças necessárias na regulação”, indica Ricardo Simabuku.
“A Resolução Normativa nº 482/2012 já apontava que esse início causaria pouco impacto, mas, com o crescimento da micro e da minigeração distribuída, passa a ser significante. Na medida em que o consumidor coloca uma instalação fotovoltaica em casa e reduz o seu consumo, deixando de pagar uma parte da rede, outros terão que pagar por isso”, afirma o especialista.
“É necessário segregar o custo da rede [para os usuários de baixa tensão], como já acontece com os consumidores maiores (A4), que possuem contrato de uso e instalação de energia, e já está equilibrado”, diz.
Embora o efeito ainda seja mínimo no presente, a nova diretriz deve prever seu futuro. “É uma discussão ainda em andamento, pensando nos avanços e no surgimento de fontes de financiamento – por parte de bancos públicos e privados e até em grandes magazines comerciais. Por isso, temos que ajustar a regulamentação para alocar o custo para quem, de fato, tem que pagar”, completa o representante da agência.
Fonte: GRI Infra: Reportagem de Estela Takada-nov18

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