Em 1º de outubro, realizamos o Fórum Político da XP com foco no setor de utilities, que contou com a participação do Sr. Sandoval Feitosa (Diretor-Geral da ANEEL), do Sr. Alexandre Zucarato (Diretor do ONS) e do Sr. João Daniel Cascalho (Secretário de Energia Elétrica do MME). Nossas principais conclusões são: i) a agenda para o aprimoramento dos sinais de preço está evoluindo gradualmente e sendo tratada em múltiplas frentes; ii) a metodologia do WACC regulatório será debatida em 2028, mas não devemos esperar um congelamento, a menos que as condições se deteriorem e a agência identifique a necessidade de intervir; iii) outros temas regulatórios para as distribuidoras, como o fator Pd, a inadimplência e as perdas em áreas de alto risco, devem avançar até o fim do ano; iv) os sistemas BESS e outras formas de atendimento à demanda de ponta continuam em destaque e devem desempenhar um papel mais relevante, incluindo térmicas, usinas hidrelétricas reversíveis, entre outras; e v) o processo de renovação ou leilão das concessões de usinas hidrelétricas provavelmente avançará apenas em 2027.
Distribuição e agenda regulatória
A ANEEL está avançando em importantes iniciativas regulatórias, incluindo a nova metodologia de produtividade (Pd), a inadimplência e uma estrutura para perdas não técnicas em ASROs. Espera-se que essas iniciativas sejam concluídas ou tenham sido iniciadas até o fim do ano, embora as restrições orçamentárias tenham desacelerado o progresso. Em relação ao WACC regulatório, a revisão da metodologia está prevista para 2028. A ANEEL considera que as distribuidoras apresentam uma situação financeira saudável e não vê necessidade imediata de intervenção, mas poderá agir caso os indicadores financeiros do setor se deteriorem. Por fim, a agência está avançando tecnicamente em direção a uma decisão final sobre o processo de caducidade da Enel SP, após a qual o caso será encaminhado ao MME.
Desenho de mercado: da formação de preços aos leilões de capacidade e às renovações de concessões de UHEs.
Outro tema que atualmente está entre os debates mais estruturais envolvendo o MME, a ANEEL e o ONS diz respeito à crescente complexidade do sistema e a como reestruturar o desenho de mercado para capturar melhor essas dinâmicas em evolução.Outro tema que atualmente está entre os debates mais estruturais envolvendo o MME, a ANEEL e o ONS diz respeito à crescente complexidade do sistema e a como reestruturar o desenho de mercado para capturar melhor essas dinâmicas em evolução.
- Formação de preços: O MME pretende estabelecer uma estrutura que inclua um período de transição, ao fim do qual poderíamos ter, até o final da década, um novo modelo de formação de preços baseado em ofertas, que poderia substituir a estrutura atual.
- Necessidade adicional de nova capacidade: O MME também vê a necessidade de leilões anuais de reserva de capacidade para atender às necessidades futuras de capacidade. O objetivo será estruturar o leilão com todas as tecnologias competindo entre si, em vez de realizar leilões específicos para determinadas tecnologias. Uma alternativa poderia ser estabelecer uma demanda por requisitos específicos, como inércia, resposta da demanda, entre outros. O MME afirmou que, de sua parte, o LRCap para BESS nos dias 2 e 4 de dezembro deste ano está confirmado.
- Renovações/leilões de concessões de UHEs. Além do debate entre renovação e leilão, o Ministério busca modernizar os contratos de concessão, considerando os futuros modelos de precificação e a crescente necessidade de capacidade flexível e despachável. A concentração de mercado deverá ser avaliada pela ANEEL e pelo CADE, em vez de ser tratada por meio de regras específicas de renovação ou leilão. Os ativos da Cemig e da Light poderão receber tratamentos distintos de acordo com o atual marco legal: as concessões da Cemig vencem em 2027, enquanto os ativos da Light são especificamente abordados pela Lei 15.269/2026, que trata de reservatórios com usos múltiplos da água.
GD e curtailment.
Os reguladores afirmaram que estão monitorando de perto o crescente impacto da GD sobre o sistema e poderão estender o corte de geração a “prossumidores” de menor porte, dependendo de como a ONS avaliar a evolução do risco operacional. Em relação ao curtailment da geração eólica e solar centralizada, a visão é de que a compensação passada está equacionada e já estabeleceu alguns parâmetros para compensações futuras, que deverão avançar no âmbito da agenda regulatória da ANEEL.
O cronograma do leilão de baterias parece permanecer conforme o previsto, apesar das discussões ainda não resolvidas sobre a alocação de custos.
Em meio às crescentes preocupações do mercado sobre se o leilão ocorrerá conforme o cronograma, o Sr. João Cascalho, secretário do Ministério de Minas e Energia (MME), reiterou que o certame deverá ocorrer em dezembro, conforme originalmente planejado. Segundo ele, o debate sobre a alocação de custos, principal questão ainda pendente, não é, por si só, motivo suficiente para adiar o leilão. A visão do MME é que qualquer metodologia de alocação inevitavelmente enfrentará resistência de alguns stakeholders, independentemente da alternativa que venha a ser adotada. Como resultado, Cascalho não acredita que a ausência de uma regra final de alocação de custos deva impedir o avanço do leilão, especialmente diante da crescente necessidade do sistema por capacidade firme e flexível. Como contexto, no modelo atual, os custos de alocação seriam arcados pelos geradores. No entanto, propostas em discussão no Congresso, sobretudo uma emenda liderada pelo deputado Arnaldo Jardim, ampliariam a distribuição desses custos entre um conjunto mais abrangente de participantes do mercado, alternativa à qual o MME manifestou apoio abertamente. Sandoval Feitosa, diretor-geral da Aneel, entretanto, apresentou uma perspectiva mais cautelosa quanto ao sequenciamento da regulamentação e da contratação. Na avaliação do regulador, o estabelecimento de ao menos uma estrutura mínima de alocação de custos antes do leilão aumentaria a visibilidade para os investimentos, permitiria que os participantes precificassem suas propostas com maior precisão e reduziria o risco de disputas futuras. Sob essa perspectiva, avançar sem maior clareza sobre as obrigações de pagamento poderia gerar incertezas regulatórias e jurídicas após a adjudicação dos contratos. Dito isso, Sandoval não indicou explicitamente se o debate ainda não resolvido justificaria o adiamento do leilão, nem sinalizou uma solução preferencial para a questão da alocação de custos.
Todas as atenções estão voltadas para a possibilidade de o Redata, programa brasileiro de incentivos direcionados a data centers, incluir o gás natural como fonte de energia elegível.
Segundo o MME, o tratamento do gás natural continua sendo uma das principais questões pendentes que atrasam a regulamentação do programa de incentivos a data centers proposto pelo Brasil. Embora reconheça que ainda não se chegou a um consenso no âmbito do governo federal, gerando incerteza quanto ao cronograma da regulamentação final, o Ministério continua apoiando a inclusão do gás natural com base em dois argumentos principais: (i) o gás natural é visto como um combustível de transição no desenvolvimento de uma infraestrutura elétrica e digital de menor intensidade de carbono; e (ii) como fonte despachável, o gás natural poderia ajudar a atender às necessidades de energia firme dos data centers e reduzir a necessidade de contratação adicional de capacidade centralizada. De forma mais ampla, entretanto, o MME observou que o debate não deveria ser enquadrado simplesmente como fontes renováveis versus gás natural. Em sua visão, a questão mais relevante é como os data centers garantirão energia firme e quem arcará com o custo associado à firmeza, isto é, o custo de assegurar o fornecimento contínuo quando a geração renovável intermitente não estiver disponível. Uma possível solução discutida durante o evento exigiria que os data centers beneficiados pelos incentivos do Redata contratassem ao menos uma parcela de seu fornecimento de eletricidade a partir de fontes firmes ou despacháveis, sem determinar uma tecnologia específica. Como exemplos, o cumprimento dessa exigência poderia ocorrer por meio de gás natural, geração hidrelétrica despachável, projetos renováveis associados a sistemas de armazenamento ou outros portfólios capazes de oferecer o perfil de confiabilidade exigido. Essa abordagem concentraria a regulamentação no atributo do sistema que está sendo contratado, a confiabilidade, ao mesmo tempo que permitiria aos participantes do mercado determinar a combinação de tecnologias mais eficiente.
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