Diversificação da matriz elétrica nacional demanda novo modelo setorial

 A necessidade de um novo marco regulatório, aderente à realidade do mercado e à atual matriz elétrica, é ponto comum na maior parte do setor. Aos 21 anos, o regramento atualmente em vigor, estabelecido pela Lei 10.848, é anterior ao avanço das fontes solar e eólica, à emergência climática e a mudanças recentes, como a ampliação do mercado livre de energia para todos os consumidores empresariais conectados à rede de alta tensão. 

 O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tem dito que uma de suas prioridades é atualizar a regulação. Mas chegar a um consenso e evitar que sua discussão crie novos jabutis é um desafio grande diante de um Executivo enfraquecido, um Legislativo forte e grupos de interesse atuantes. Divergências entre Silveira e o presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União Brasil-AP), ainda podem trazer resistências à intenção. 

 “Modificações mais profundas encontram obviamente forte resistência dos agentes que se beneficiam das imperfeições atuais”, afirma o consultor Luiz Maurer. “Urge repensar a arquitetura do sistema elétrico para garantir uma integração eficiente da geração renovável”, diz Joisa Dutra, diretora do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV-Ceri), citando investimentos em redes e armazenamento e incentivos que alinhem riscos e deem previsibilidade a investidores. 

 Quando o modelo atual foi sancionado, o país produzia 90% da eletricidade em hidrelétricas e térmicas e o mercado livre que respondia por menos de 10% da carga. O motor da expansão eram as distribuidoras, que contratavam energia a longo prazo para o mercado cativo. Geração distribuída (GD) era sonho remoto, e eólicas e solares, com custos elevados, não respondiam por 1% da oferta. Os reservatórios das hidrelétricas acumulavam água para mais de dois anos. 

 Duas décadas depois, usinas eólicas e solares, cujo custo de implementação caiu mais de 80% nos últimos 15 anos, respondem por 30% da matriz elétrica e a GD já atinge 40 GW. O sucesso dessas fontes traz outro ponto: esses empreendimentos levam de 12 a 18 meses para entrarem em operação, muito menos que as redes de transmissão, que do projeto à implementação podem levar mais de cinco anos. 

 O descompasso entre transmissão e geração renovável pressiona o planejamento. Diversificação da matriz e avanço de fontes variáveis trazem outros desafios para o Operador Nacional do Sistema (ONS). Se, no início dos anos 2000, o horário de maior consumo era entre 19h e 21h, hoje ele está no meio da tarde, entre 14h e 16h. Isso cria um desafio extra, porque ao fim do dia as 4 milhões de instalações de GD solar deixam de gerar e passam a consumir um volume de energia que em alguns momentos chega a a 33 gigawatt (GW), cerca de um terço da potência usada. 

 Estimativas do ONS apontam que esse volume poderá chegar a 50 GW em 2028. Nesse cenário, ganha importância a flexibilidade de operação, ou seja, a capacidade de compensar desequilíbrios entre geração e carga. “Hidrelétricas são uma fonte com atributos de potência e flexibilidade, palavras que quando o novo modelo de 2004 foi colocado de pé não tinham a relevância de hoje; e a matriz era outra, o que exige atualização”, diz Marisete Pereira, presidente da Associação Brasileira Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage). 

 Essas usinas operam sob o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), um tipo de condomínio em que cada uma delas compartilha o risco hidrológico. As mudanças climáticas e a modificação da matriz, no entanto, trazem a necessidade de atualização do modelo, para alguns analistas, já que o MRE poderia começar a visualizar quais hidrelétricas poderiam fornecer mais flexibilidade para o sistema. 

 Outro ponto a ser tratado é a eventual abertura total do mercado. Hoje cerca de 60% da carga é atendida por distribuidoras, que desde 2004 têm contratado energia em leilões com contratos de longo prazo. Lidar com esses contratos legados é ponto essencial. Estudo da PSR para o Ministério da Fazenda, em 2022, apontou que uma abertura total deveria incluir mecanismo para cobrir os custos desta transição a ser aplicado a consumidores cativos, livres e autoprodutores para que ea mudança regulatória não onere ainda mais o ambiente regulado, que tem arcado com os custos da sobrecontratação com o avanço do mercado livre.