PT_BR 
EN 
A contratação de usinas térmicas na modalidade de Energia de Reserva pode dobrar o custo do EER (Encargo de Energia de Reserva) cobrado dos consumidores em 2031 para R$ 46/MWh em comparação com o valor previsto para este ano, caso o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) permaneça no piso regulatório de R$ 69,04 tanto neste ano como em 2031.
Esse é o principal resultado de análise da TR Soluções sobre o impacto no setor da contratação das térmicas do PCS (Programa Competitivo Simplificado) e dos 8 GW de térmicas a gás natural cuja contratação nessa modalidade foi determinada na lei de privatização da Eletrobras.
“É importante observar que o estudo considerou apenas a receita fixa dos contratos. Caso as usinas sejam chamadas a despachar acima da sua inflexibilidade, haverá custos extraordinários para os consumidores”, explica o diretor de Regulação da TR Soluções, Helder Sousa, lembrando que as regras exigem que, no caso dos 8 GW, por exemplo, as usinas devem operar com uma inflexibilidade de 70%.
A energia de reserva é uma modalidade de contratação de longa duração, usualmente de 15 a 30 anos, com o objetivo de elevar a segurança do fornecimento no SIN (Sistema Interligado Nacional). O EER é destinado a cobrir os custos decorrentes da contratação desta energia que são rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN.
Desde 2008, já foram realizados onze leilões de energia de reserva. O último certame ocorreu em dezembro de 2016, mas foi cancelado. Em 2023, a receita fixa contratada até o 10º Leilão de Energia de Reserva está em R$ 9,9 bilhões. O gráfico a seguir mostra a perspectiva de evolução dessa receita fixa até 2031.
O PCS foi realizado em outubro de 2021 e resultou na contratação de 778,2 MWm de um total de 17 empreendimentos de geração, sendo 22,4 MWm do produto quantidade, ao preço médio (atualizado para janeiro de 2023) de R$ 371,17 /MWh; e o restante, 755,80 MWm, do produto disponibilidade, ao preço médio de R$ 1.729,76 /MWh. O período total de suprimento contratado foi de 44 meses, com início em 1º de maio de 2022 e término em 31 de dezembro de 2025.
Caso todas as usinas vencedoras do PCS tivessem entrado em operação conforme o resultado do certame, essa contratação de energia de reserva no âmbito do procedimento representaria uma receita fixa de R$ 12,7 bilhões em 2023.
Mas, considerando que parte desses contratos está em discussão na ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e no TCU (Tribunal de Contas da União), o estudo levou em conta apenas a receita fixa dos contratos em vigor, de cerca de R$ 2,7 bilhões neste ano.
Quanto às térmicas da privatização da Eletrobrás, por se tratar de usinas com alto fator de inflexibilidade (70%), a TR Soluções considerou no estudo que todas serão contratadas por meio de LRCE (Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Energia), como foi o caso do leilão de 2022, quando foram contratados 700 MWm. Ainda deverão ser ofertados nos próximos anos mais 6.000 MW, ou 4.200 MWm devido à inflexibilidade.
Considerando todos esses contratos, a receita fixa da Energia de Reserva deve evoluir conforme indicado na tabela a seguir.
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 é o que de fato se converte no encargo.
Para efeito de simulação, a TR considerou três hipóteses para o valor do PLD: R$ 15,05/MWh (valor para o PLD mínimo defendido em ação judicial), R$ 69,04 (atual PLD mínimo) e R$ 200,00/MWh, cujos impactos tarifários são indicados na tabela a seguir.
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 preço a R$ 15/MWh, o valor seria de R$ 52,94, e de R$ 200,00, R$ 29,17/MWh.
